El directorio de YPF aprobó el avance de una nueva ronda del Proyecto Andes para la cesión de 12 áreas convencionales, incluidos el bloque Manantiales Behr, ubicado en la provincia de Chubut, en el cual la compañía YPF Luz desarrolló además un parque generador de energía eólica.
También los clusters Chachahuen y Malargüe, en la provincia de Mendoza, y clusters No Operados.
Además, YPF firmó el cierre y traspaso de la operación de los clusteres Neuquén Norte y Sur.
Por otra parte, el pasado 4 de junio se firmó la cesión de la participación de la compañía en las áreas El Tordillo, La Tapera y Puesto Quiroga, ubicadas en la provincia de Chubut.
En el marco de este proceso, YPF ya transfirió 18 Bloques, otros 21 están en su etapa final de cesión, y otros 11 bloques en progreso, describió la energética de mayoría accionaria estatal.
La compañía señaló que “De esta manera se avanza con uno de los pilares estratégicos del Plan 4×4 que, mediante un manejo activo de su portfolio y la asignación eficiente de sus recursos, busca transformar a YPF en una empresa de shale de clase mundial”.
Emilio Nadra, chief business officer de Compañía General de Combustibles, y Nicolás Arceo, titular de la consultora Economía & Energía, analizaron en el Midstream & Gas Day, organizado por EconoJournal, las dificultades para compatibilizar el proyecto exportador con las particularidades de cada una de las cuencas productoras.
Nadra planteó que, para consolidar un proyecto exportador de gas, primero hay que ordenar el mercado interno, permitiendo que las cuencas compitan en condiciones equitativas, con precios más transparentes y contratos más flexibles. Para eso propuso salir gradualmente del esquema del Plan Gas, eliminando distorsiones como los cupos y el papel monopólico de CAMMESA, para liberar demanda insatisfecha y fortalecer la base productiva que sostendrá las exportaciones.
Por su parte, Arceo advirtió que no debe sobreestimarse una baja en el precio del gas tras la salida del Plan Gas, ya que factores como el alto costo de capital y la ventana de gas seco seguirán marcando el precio de largo plazo, por encima de los 3 dólares por millón de BTU. Aseguró que el desarrollo del gas asociado permitirá absorber estacionalidad y abastecer terminales de GNL, siempre que su precio sea competitivo. Por lo tanto, sugirió la necesidad de implementar un esquema flexible y mixto de abastecimiento que viabilice proyectos exportadores sin distorsionar precios internos.
–¿Cómo edificar un proyecto de exportación de gas y petróleo teniendo en cuenta la heterogeneidad del mercado interno? –preguntó Nicolás Gandini, director de EconoJournal.
Emilio Nadra: –Uno de los focos en los que trataría de mirar esta dimensión de la heterogeneidad tiene que ver con el hecho de que Vaca Muerta es una parte muy relevante, pero no es todo. Incluso en el crudo, el parque de refinación local necesita crudos pesados que están en las cuencas maduras. Hay derechos de exportación que afectan indistintamente a los crudos que se exportan y a los crudos que se venden al mercado interno. En el gas es mucho más complejo porque la participación del gas en la matriz está por encima del 50%, pero se abastece desde múltiples cuencas con realidades distintas. Hay cuencas con producción y productividad crecientes y cuencas con producción y productividad decrecientes que abastecen los mismos mercados. Además, el diseño tarifario se hizo con criterio de netback como si hubiera gas en todas las cuencas y esa realidad hoy no existe. Eso también hay que replantearlo. El país también tiene gas asociado que tiene una formación de precios que no tiene nada que ver con el gas seco, pero hay una demanda con mucha estacionalidad que requiere tanto gas asociado como seco. Hay que lograr que las cuencas compitan, pero que el mercado esté abastecido con su estacionalidad.
–¿Lo que usted propone es que haya precios diferentes para distintas cuencas?
E.N.: –Si hay mercados van a competir y si una cuenca no puede acompañar la productividad cederá ese mercado a otras cuencas, pero eso requiere que la infraestructura se redireccione. Sin duda hay que mirar y desarrollar los mercados de exportación, pero hoy hay un mercado interno subabastecido. La región del litoral tiene 20 millones de m3 con demanda frustrada. ¿Cómo hay que readecuar los sistemas para ir a buscar esa demanda? Esa demanda debería ser la más conveniente para el sistema argentino. Hoy en la misma ruta entre Neuquén y Buenos Aires hay distintas tarifas de transporte.
–¿Cómo se empalma con el libre mercado desde un mercado que ha sido muy administrado por el Estado en los últimos años?
E.N.: –Lo primero que diría es que como punto de partida el Plan Gas jugó un papel muy importante en coordinación de expectativas, en abastecer la demanda, en acompañar la estacionalidad y en permitir contratos a plazos. Ahora vamos a un entorno más competitivo en el que las cuencas tendrán que competir. ¿Cómo van a competir? Tomando conciencia de esa heterogeneidad donde hay realidades distintas, capacidades de transporte distintas entre las cuencas, productividad y producción distinta entre las cuencas. El otro tema es cómo se va saliendo gradualmente del Plan Gas acompañando la competencia entre cuencas y productos, sin afectar los contratos que hoy existen, pero dando flexibilidad pareja. Los cupos de exportación son un corset del que hay que salir, del abastecimiento de CAMMESA hay que ir saliendo. Hay que ir permitiendo gradualmente que se contractualicen los privados. Hay pasos concretos para dar. En marzo salió una resolución que permitió a los generadores comprar. Ahora bien, si los precios pueden ajustar a la baja cuando hay excesos puntuales de oferta, también deberían ajustarse al alza cuando hay incremento de oferta. En ese caso, a diferencia de lo que decía Federico (Veller) me parecen relevantes dos medidas que se pueden tomar. Una medida sería que sea CAMMESA la que participe en la contratación de esos faltantes porque sino CAMMESA participa en una subasta con límite de precios con el 90% del Plan Gas y mientras tanto los generadores compran con un precio mucho más alto para sustituir gasoil. No se necesita hacerlo a través del margen de un generador, sino que haya competencia de gas para abastecer una demanda.
–Lo que está diciendo es que los costos no están debidamente transparentados porque lo que hizo el gobierno en marzo fue decirle a CAMMESA que del 100% del volumen contratado que tenía de gas, 75% está obligado a tomarlo y con el otro 25% hay que buscar un mecanismo de competencia. ¿Lo que dice es que, en el invierno, cuando falta gas, no se está visibilizando ese precio?
E.N.: –Sería deseable que esos costos sean transparentes para que las cuencas compitan. Incluso bajo el Plan Gas existe un 30% de la inyección para el segmento industrial como si los usuarios no tuvieran capacidad de contratarse. Con los excedentes actuales eso debería bajarse y permitir que la industria se contractualice.
–El Plan Gas fijó un precio de 3,5 dólares por millón de BTU y como ese precio fue definido por la intervención del Estado está instalada la idea de que si se abre el juego a la competencia ese precio va a bajar. Sin embargo, la escuchaba a Soledad Lysak (directora Gas Cono Sur de TotalEnergies) y ella decía que no sabía cuánto iba a bajar.
Nicolás Arceo: –Coincido bastante con Soledad. En general hay una visión en el mercado de que la salida del Plan Gas a lo largo de 2028 va a permitir una caída muy sustantiva en el valor del gas en el mercado local. Hay una visión compartida de que iríamos a un precio del gas por debajo de los 3 dólares por millón de BTU. Yo no veo un precio tan bajo en el mercado local. Es cierto que vas a tener un volumen de gas asociado muy significativo. Lo más relevante que pasó en el mercado de gas natural a lo largo del último año fue el desarrollo de La Calera, el primer yacimiento con un GOR (Gas‑Oil Ratio) en torno a los 3000 (NdR: scf/bbl,pies cúbicos estándar de gas por cada barril de petróleo producido), un yacimiento de petróleo con un volumen de gas asociado muy significativo. Si sumamos la producción de gas en black oil y volatile oil más las áreas con un GOR bajo en la ventana de wet gas hoy representan 20 millones de m3/día. Si la producción de shale oil, con la configuración actual por ventana, se va al millón de barriles, van a pasar a representar 40 millones de m3/día, pero si las áreas localizadas en wet gas con bajo GOR más el hub norte se desarrolla más fuerte, cambian los vectores de desarrollo de acá a fines de la década del 30, vamos a tener un volumen de gas asociado por encima de los 50 millones de m3/día. Hay un factor depresivo en el precio. Pero ahora voy hacia afuera. Estados Unidos tiene un GOR más alto que la Argentina, es cierto que tiene una participación de GNL muy fuerte, pero el Henry Hub en los Estados Unidos con un costo de capital infinitamente menor que en la Argentina está por encima de los 3 dólares por millón de BTU. ¿Qué es lo que quiero destacar? La ventana de dry gas (gas seco) va a seguir determinando el precio del Plan Gas más allá de los problemas estacionales en el mercado spot por el gas asociado. En la Argentina hay un costo de capital más alto que en los Estados Unidos y los proyectos de LNG que hay en cartera implicarían la necesidad de duplicar la producción de gas a lo largo de la próxima década para abastecer las terminales licuefactoras de exportación.
–Si se duplica la producción de gas, ¿no puede traccionar una baja del precio?
N.A.: –No veo un precio por debajo de los 3 dólares por millón de BTU ni un precio del gas en la Argentina por debajo del precio del gas natural en el Golfo de México. Me parece que el riesgo para la industria es setear un precio esperado de acá a 2030 que no se va a terminar cumpliendo en términos de la política. Y no son lo mismo en términos de competitividad del sector industrial y de las tarifas residenciales 2 o 3 dólares por millón de BTU. Ahora bien, uno puede pensar los proyectos de LNG con caño dedicado como un ladrillo fijo, las empresas abastecen a lo largo de todo el año con el desarrollo de sus áreas en general localizadas por quienes son los actores en la ventana de dry gas, o en realidad lo que se puede pensar es que va a haber una parte de ese ladrillo que se va a abastecer de esa forma, pero que si buena parte de esos productores estacionalizan su producción de gas en la ventana de gas seco para tener el pico en invierno, en el verano van a poder contratar parte del gas asociado disponible en el mercado siempre que el precio de adquisición sea menor a su costo de desarrollo. ¿Qué quiero decir con esto? Falta mucho, pero uno podría pensar que las términales de LNG van a permitir desestacionalizar los excedentes de gas natural a lo largo del año, en términos del impacto que podría tener el gas asociado sobre los precios de verano con un volumen de arriba de 50 millones de m3/día.
E.N.: –Estoy muy de acuerdo con lo que plantea Nicolás. Creo que el producto de exportación plano que es deseable para buscar mercados y ser competitivos en lo que ofrecemos no dialoga bien con el tipo de estacionalidad que tenemos en el mercado interno. Aunque en este momento podamos poner como referencia los precios del Plan Gas como precios mínimos de exportación, la lógica es que con el tiempo los contratos se firmen libremente a los precios que las partes acuerden y puede pasar que haya demanda del mercado interno que pague más la exportación si el producto es distinto. Si tiene mucha estacionalidad, requiere más infraestructura y más esfuerzo en el upstream. No es el mismo producto un ladrillo plano que un producto con estacionalidad. Por supuesto, los grandes proyectos que van a dar volumen pueden permitir compensar parte de la estacionalidad de excedente de verano.
–Daniel Rideneler hablaba antes de todo el esfuerzo de inversión que va a requerir poder ofrecerle un producto en firme a Brasil y después ver si el precio da o no da en función de la estacionalidad que tiene Brasil. Ahora, si se piensa el sistema de transporte hacia abajo, si hay mucha concentración de gas en Vaca Muerta y parte de la exportación de GNL viene de Vaca Muerta y hay que revertir la declinación de Cuenca Austral, ¿qué se hace con la direccionalidad del gas que viene desde la Cuenca Austral si se cae la producción? ¿Cómo se hace para abastecer la zona sur?
N.A.: –En primer término, hay que decir que tenemos 255 TCF de recursos contingentes en Cuenca Neuquina, con lo cual sobra gas natural por 150 años. Tenemos gas para abastecer el norte, para abastecer las términales licuefactoras en el Golfo San Matías y tenemos potencialmente gas para ir revirtiendo el (Gasoducto General) San Martín para abastecer el norte de la Patagonia, en un futuro lejano.
–¿Más de 5 años?
N.A.: –Sí, hoy hay un volumen de Cuenca Austral que si las terminales licuefactoras en Golfo San Matías se abastecen con gasoducto dedicado no debería haber problemas de abastecimiento como mínimo hasta el 2030. Si se empieza a tener problemas de abastecimiento en Patagonia Norte porque el volumen de Cuenca Austral no te garantiza para abastecer toda Patagonia Sur y Patagonia Norte en algún momento comenzarás a revertir partes del San Martín.
El precio del petróleo saltó más de un 10% este viernes luego de que Israel confirmara un ataque directo contra Irán, en lo que representa una nueva y peligrosa escalada en el conflicto de Medio Oriente.
El barril de Brent, la referencia internacional, alcanzó su valor más alto desde enero, impulsado por el temor a que una guerra abierta entre ambos países afecte el suministro de crudo en una de las zonas más sensibles del planeta en materia energética., dijeron desde The Guardian
Aunque los precios se moderaron un poco con el correr del día, el Brent seguía operando con una suba superior al 5%, alrededor de los 74,47 dólares el barril. Aun así, sigue más de un 10% por debajo del valor que tenía en esta misma época el año pasado, y lejos de los más de 100 dólares por barril que se vieron tras la invasión rusa a Ucrania en 2022.
El impacto no se limitó al mercado petrolero. Las bolsas en Asia y Europa cerraron en baja: el Nikkei japonés perdió un 0,9% y el FTSE 100 de Londres caía un 0,3% hacia el mediodía. En Estados Unidos, el Dow Jones arrancó la jornada con una baja del 1,5% y el S&P 500 retrocedía un 0,8%.
No obstante, los activos considerados “refugio” tuvieron una jornada positiva. El oro subió un 1,2% y alcanzó su precio más alto en casi dos meses: 3.423,30 dólares la onza. También se fortaleció el franco suizo.
Según Capital Economics, si Irán sufre ataques directos a sus instalaciones de producción y exportación de crudo, el Brent podría escalar rápidamente hasta los 80 o incluso 100 dólares por barril. Sin embargo, una suba así también impulsaría a otros países productores a aumentar la oferta, lo que limitaría el impacto a largo plazo, tanto en el precio como en la inflación global.
En un escenario extremo, Irán podría bloquear el Estrecho de Ormuz, una vía marítima crítica por donde pasa casi el 20% del petróleo mundial. Esa zona, que conecta el Golfo Pérsico con el Mar Arábigo, es custodiada de un lado por Irán y del otro por Omán y los Emiratos Árabes Unidos. A diario, decenas de buques petroleros cruzan por allí, transportando crudo y gas desde los principales productores de la región hacia el resto del mundo.
“Lo que estamos viendo ahora es una reacción inicial del mercado ante el riesgo. Pero en los próximos días, habrá que evaluar hasta dónde puede escalar esto”, advirtió Saul Kavonic, jefe de investigación energética de MST Financial.
Argentina y Brasil firmaron en noviembre un memorando de entendimiento sobre integración gasífera y conformaron un grupo bilateral para viabilizar las exportaciones. Argentina quiere colocar parte de la producción de Vaca Muerta en el país vecino, pero por ahora se sabe poco sobre las condiciones que exigen del otro lado de la frontera. Para conocer la posición brasileña en primera persona, EconoJournal invitó al Midstream & Gas Day a la presidenta de TBG, Angélica Laureano; la directora ejecutiva del IBP, Sylvie D’Apote; el director de Gas del Ministerio de Minas y Energía de Brasil, Marcello Weydt; y el Senior director de Alvarez & Marsal, Rivaldo Moreira Neto.
Las múltiples aristas del debate pivotearon entre dos grandes ejes: la demanda brasileña de un gas a precio competitivo y las alternativas de suministro que maneja Brasil.
El contexto general esta marcado por la necesidad brasileña de garantizar su suministro frente al declive en la producción y exportación de gas de Bolivia. Es también el factor estructural que llevó a los gobiernos de Javier Milei y Luiz Inácio «Lula» da Silva a rubricar en noviembre un memorando de entendimiento.
Gas a un precio competitivo
El memorando ordenó el mapa con las distintas rutas posibles para la llegada de más molécula argentina al Brasil. No obstante, los expositores invitados coincidieron en que esas opciones están atadas a la competitividad final del gas argentino frente a otras alternativas de suministro, como la producción doméstica o el acceso a gas natural licuado (GNL) global.
Angélica Laureano, presidenta de TBG, una de las principales compañías transportistas de gas en Brasil, subrayó que la oportunidad para la Argentina es con un gas a precio competitivo. «El volumen de Bolivia está disminuyendo en unos 2 o 3 millones de metros cúbicos diarios al año, así que estimamos que para 2030 no tendremos más. Nos alegra poder contar con el gas de Argentina, pero todo depende del precio que pueda alcanzar en Brasil», afirmó.
TBG opera el gasoducto Gasbol del lado brasileño. El ducto de 3150 km. de extensión tiene una capacidad de entrega nominal de 30 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) en la frontera con Brasil, pero Bolivia actualmente está mandando apenas 12 MMm3 diarios.
Angélica Laureano, presidenta de TBG.
A su turno, la directora ejecutiva del Instituto Brasileño del Petróleo y Gas (IBP), Sylvie D’Apote, remarcó que el gas argentino deberá competir en precio con el GNL y demás alternativas. «Hay lugar para el gas argentino pero tendrá que luchar por su lugar en la matriz gasífera, no solo por el precio, sino también por otras características. Hoy es un gas interrumpible, un gas de oportunidad, pero mañana puede aportar flexibilidad a esta mezcla que tenemos», explicó.
Entre las alternativas también está la producción de gas asociado en las operaciones petroleras offshore en las aguas de presal, aunque actualmente la gran mayoría de esas moléculas son reinyectadas en los pozos para estimular la producción de crudo. Brasil técnicamente produce 130 millones de metros cúbicos de gas a diario, pero reinyecta80 de esos millones.
D’Apote también señaló dos proyectos centralmente de gas offshore, Raia y Sergipe Aguas Profundas, que en conjunto tienen el potencial de añadir hasta 34 MMm3/d a la red brasileña entre 2028 y 2029.
Sylvie D’Apote, directora ejecutiva del Instituto Brasileño del Petróleo y Gas (IBP).
Integración tarifaria regional
A la hora de desagregar los costos que componen el precio final del gas, los expositores brasileños puntualizaron en las tarifas de transporte. El director de Gas del Ministerio de Minas y Energía de Brasil, Marcello Weydt, dijo que el gobierno esta trabajando con la Argentina en la elaboración de un tratado que establezca reglas en materia tarifaria y operativa.
Weydt consideró que, desde el punto de vista brasileño, “el mayor desafío es la integración tarifaria, porque si lo analizamos ya estamos integrados, ya tenemos puntos de conexión, y realizamos inversiones, pero lo que impide esta multiplicación es entrar en este círculo virtuoso de la integración tarifaria”.
El desafío tarifario también es interno. El funcionario subrayó que están conversando con las principales transportistas en Brasil para revisar las tarifas de transporte y distribución, que juntas suponen un costo de cuatro dólares por cada millón de metros cúbicos del lado brasileño.
«Estamos discutiendo tarifas a corto plazo, tarifas de interconexión y tarifas de gas en tránsito, precisamente para facilitar este proceso. Tenemos un gran ejemplo: la propia integración europea«, dijo Weydt.
Director de Gas del Ministerio de Minas y Energía de Brasil, Marcello Weydt.
La demanda de gas en la industria
Por el lado de la demanda, los expositores remarcaron que la industria brasileña tiene una capacidad ociosa del orden del 40% a raíz de la disminución de los volúmenes desde Bolivia y consecuentemente precios del gas más caros. También se destacaron potenciales oportunidades en el largo plazo, como el abastecimiento de gas para la industria siderúrgica.
El Senior director de Alvarez & Marsal, Rivaldo Moreira Neto, explicó que la demanda firme de gas en Brasil no ha crecido en los últimos 15 años por una decisión política de privilegiar el abastecimiento de gas para la generación termoeléctrica, en perjuicio de otras demandas, como la industrial. «Los precios subieron y no hubo más oferta de contratos para que la industria en Brasil pueda continuar consumiendo gas en sus procesos», dijo.
La petrolera estatal Petrobras sigue siendo un actor dominante en el mercado, concentrando todavía el 75% de la comercialización de gas en Brasil y con perspectivas de crecimiento por su participación en nuevos proyectos. Sin embargo, Moreira Neto resaltó que la apertura del mercado a la competencia representa oportunidades para la Argentina en el corto y mediano plazo. Una es el suministro de GNL para terminales de regasificación e inclusive para proyectos de generación off grid.
En el largo plazo, la oferta argentina puede despertar nuevas demandas industriales. Una es el reemplazo del carbón por el gas en la industria siderúrgica para reducir las emisiones en la producción de acero.
«Vemos un potencial interesante para el contrato a largo plazo, hay demanda a ser desarrollada y hay espacio para contratar a largo plazo, especialmente en algunas industrias. Nosotros no vemos a Brasil llegando a una matriz de un 50% de gas, pero es posible crecer en ondas de crecimiento, especialmente en sectores como la siderurgia», dijo el consultor.
Rivaldo Moreira Neto, Senior director, Alvarez & Marsal.
En el marco del FES Iberia 2025, la participación de actores latinoamericanos no solo buscará abrir nuevas oportunidades comerciales, sino también compartir enfoques prácticos que pueden aportar valor en la ejecución de proyectos complejos.
Una de las propuestas destacadas es la de Diprem Global, firma de servicios técnicos que llega al encuentro con la expectativa de acercar una mirada basada en la resolución ágil de problemas, la adaptabilidad cultural y la gestión integral de obras en territorios diversos.
“Nosotros estamos acostumbrados a resolver con lo que hay, y siempre pensando en varias soluciones posibles. Esa manera de trabajar puede ser útil en proyectos que necesitan respuesta inmediata”, manifiesta Ricardo Aguirre, Director de Operaciones de Iberia y LATAM de la compañía.
En diálogo con Energía Estratégica España, el ejecutivo resalta que uno de los principales aportes desde la región es la gestión global de la cadena de suministros, aspecto que considera estratégico para la aceleración de cronogramas en un contexto europeo cada vez más exigente.
Con presencia operativa en México, Argentina, Colombia, Estados Unidos y Canadá, y recientemente con una empresa consolidada en España, Diprem busca expandirse también en Portugal e Italia.
Entre sus principales fortalezas, la compañía destaca su conocimiento en gestión ambiental, permisos regulatorios y normativas locales, así como en formación de personal técnico en seguridad y prevención de riesgos.
Diprem ya ha iniciado relaciones de colaboración con compañías como Engie y PSK. Su participación en el FES Iberia, que se celebrará el próximo 24 de junio en Madrid, apunta a seguir tendiendo puentes.
“Este tipo de encuentros nos permiten dialogar directamente con empresas que toman decisiones. Ya lo vivimos en la edición anterior, y por eso volvemos”, asegura Aguirre.
Con más de 20 años de experiencia en América Latina, la empresa ha desarrollado herramientas de logística, permisos y seguridad operativa que considera adaptables a los desafíos actuales de Europa, especialmente en territorios como España, donde la tramitación varía según la comunidad autónoma.
“Nos sentimos cómodos trabajando en escenarios diversos, porque en los países latinoamericanos cada provincia tiene su propia lógica y en España seguimos la misma línea para avanzar en cada comunidad autónoma”, explica.
Un eje particular que la firma ve como oportunidad de valor en Europa es el almacenamiento energético.
“España tiene un desafío importante con el almacenamiento, que para nosotros en Latinoamérica hoy también es un desarrollo importante. Entonces ese apoyo que nosotros podemos dar con el conocimiento de la logística puede ser un punto importante para el desarrollo local”, expresa el directivo.
En ese sentido, Diprem considera clave fomentar modelos de producción y ensamblado local, especialmente en proyectos de almacenamiento, fotovoltaicos e híbridos.
El FES Iberia 2025 se celebrará en el Colegio de Caminos, Auditorio Betancourt, en Madrid, y convocará a más de 400 ejecutivos públicos y privados del sector energético.
En esta edición, se abordarán de forma estratégica temas como almacenamiento, PPAs, hidrógeno verde, energía solar y eólica, y modelos de financiamiento, con la presencia de líderes clave como Julio Castro, CEO de Iberdrola Renovables; Rocío Sicre, Directora General de EDP Renewables; Rafael Esteban, Director Global de Desarrollo de Negocios de Acciona; Enrique Pedrosa, COO Europe & LATAM de Repsol Low Carbon Generation; y Carlos Píñar Celestino, Managing Director de Elmya, entre otros.
Asimismo, el encuentro contará con una mesa específica sobre Latinoamérica, donde se analizarán oportunidades regulatorias y estrategias de expansión con representantes como Víctor Hugo Ventura, Ministro de Energía de Guatemala; Edward Veras, Director de la Comisión Nacional de Energía de República Dominicana; Dimas Carranza, Gerente de Regulación de Energuate; Alfonso Rodríguez, CEO de Soventix Caribbean; y Ximena Castro Leal, Commercial Manager de Diprem.
El programa incluye paneles sobre el rol del almacenamiento como vector de resiliencia, la innovación constructiva en renovables, la visión de grandes actores ante el nuevo sistema energético europeo, y los desafíos de integración tecnológica.
Entre los tópicos clave se discutirán los mecanismos de mercado, el desarrollo de subastas, la electrificación de la demanda, la eficiencia operativa, la canibalización de precios y la regulación del BESS.
En la actualidad hay 1.021,3 MW de capacidad instalada en parques eólicos operativos en Perú. Pero esto no sería todo. Adicionalmente se identifican 10.010,9 MW de capacidad en desarrollo correspondiente a 45 proyectos con Estudios de Pre Operatividad aprobados por el COES.
En detalle, 3 proyectos son los más avanzados por ya contar con concesión definitiva para interconectar 620,3 MW. Pero hay otros 42 proyectos adicionales sin concesión por un total de 9.390,6 MW (ver detalle al pie).
Se trata de megaproyectos en su mayoría. Un 30% superan los 250 MW y la media general está en los 180 MW. Localizados en Ica (17), Lambayeque (13), Piura (8), Ancash (2), Arequipa (2), Cajamarca (2), y La Libertad (1).
Miguel Linares, profesional del sector energético renovable peruano, señaló que la elección de esta escala de proyectos obedece a mejoras tecnológicas y de condiciones del mercado. “Hace 10 años atrás, se desarrollaban proyectos de 50 MW u 80 MW. Hoy día, un proyecto en desarrollo no te baja menos de 250 MW”, indicó.
Según explicó, esta tendencia también responde a la buena disponibilidad de recursos renovables y a la capacidad que aún conserva el sistema de transmisión en ciertas regiones. “Actualmente no se ve curtailment, entonces es básicamente el reflejo del potencial que tiene el país”, sostuvo Linares.
Además, mencionó en entrevista con Energía Estratégica que las empresas desarrolladoras confían en el mercado y muchas optan por presentar los proyectos de gran escala en etapas. “En vez de presentar un solo proyecto de 500 MW, presentan dos o tres proyectos de 250 o 150”, comentó.
Expectativas de precios y dinámica comercial
Respecto a los valores de venta de energía, Linares indicó que actualmente las expectativas de los desarrolladores eólicos —y también solares— se ubican en un rango competitivo. “Yo diría que las expectativas están alrededor entre 45 y 50 dólares”, señaló.
Sin embargo, advirtió que, para viabilizar una cartera de más de 10 GW, se requiere no solo de capacidad técnica, sino también de una evolución comercial sostenida. “Básicamente, desde el punto de vista comercial, el tema de los PPA debe ir acompañado de un crecimiento económico del país”, afirmó.
“Si no hay crecimiento de demanda, si no hay necesidad de contratar por parte de un cliente como una minera grande o clientes con alta demanda de energía eléctrica, entonces simplemente va a ser muy complicado”, agregó.
También destacó que, en contextos de baja demanda eléctrica, “se van a canibalizar entre los generadores que existen y los nuevos”.
¿Están preparadas las redes para nuevos proyectos?
Consultado sobre la posibilidad de que el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) pueda absorber la totalidad de esta nueva generación eólica, Linares fue claro: “Lamentablemente, hoy por hoy, el sistema de transmisión del Perú no tiene la capacidad de recibir 10 GW”.
A su juicio, para alcanzar esa capacidad no sólo se necesitaría construir “muchas líneas de transmisión en distintos kV en paralelo”. Y agregó: “en resumen, hay dos maneras de que se pueda soportar esta capacidad: primero, construir intensivamente líneas de transmisión, que sería para mí oneroso; y lo siguiente es crecer simplemente la demanda, que toda esa generación nueva tenga un fin de consumo”.
Linares reconoció que sólo una parte de estos proyectos podría materializarse en el corto plazo: “En perspectiva de que esos 10.000 MW en los próximos cinco años, tal vez unos 2.000 MW sí podrían conectarse”.
El rol del almacenamiento y nuevas soluciones
Linares también analizó el papel que podrían jugar el almacenamiento y el hidrógeno verde en la integración de más energía eólica. “Técnicamente hablando son una solución perfecta para el tema de los curtailment”, afirmó.
No obstante, aclaró que hoy en día estas tecnologías aún enfrentan barreras económicas: “Lamentablemente, los sistemas de baterías BESS con litio o sodio, y el tema de hidrógeno verde aún son caras y podría complicar el financiamiento del proyecto”.
A mediano y largo plazo, confía en que estas soluciones sí permitirán una mayor eficiencia en la distribución energética del país que mantiene una posición expectante frente a aumentar su generación y almacenamiento.
“Diría que actualmente el Perú tiene una gran oportunidad para avanzar en su transición energética, pero es clave que esa ambición vaya de la mano con mejoras en la infraestructura eléctrica, actualización tecnológica y un crecimiento sostenido de la demanda”, concluyó Miguel Linares.
Proyectos eólicos con EPO aprobados
Ítem
Central Eólica (C.E.)
Potencia Instalada
(MW)
Empresa
Ubicación
Punto de Conexión
POC
Estado
1
JOSÉ QUIÑONES
151,80
INVENERGY PERU WIND S.R.L.
Lambayeque
S.E. Reque 220 kV
2025
Sin Concesión
2
LA ESPINOZA
474,60
SECHIN EMPRESA DE GENERACION ELECTRICA S.A.
Piura
S.E La Niña 220 kV
2025
Sin Concesión
3
CERRO CHOCÁN
422,40
NORWIND S.A.C.
Piura
S.E. Piura Nueva 220kV
2025
Sin Concesión
4
HUASCAR
300,00
ZEUS ENERGIA S.A.C.
Piura
Futura S.E. Colán 220 kV
2025
Sin Concesión
5
GUARANGO
330,00
SL ENERGY S.A.C.
Ica
Futura S.E. Nueva Intermedia 220 kV
2025
Cuenta con Concesión
6
SAMACA
168,00
EMPRESA DE GENERACIÓN ELECTRICA LAS
SALINAS S.A.
Ica
Futura S.E. Nueva Intermedia 220 kV
2025
Sin Concesión
7
AMPLIACIÓN PUNTA
LOMITAS
192,20
ENGIE ENERGÍA PERÚ S.A.
Ica
S.E. Punta Lomitas 220 kV
2025
Sin Concesión
8
COLORADO
180,00
GRENERY PERÚ S.A.C.
Ancash
Seccionamiento de las líneas en 220 kV L- 2215/L-2216 (Chimbote
1 – Paramonga Nueva)
2025
Sin Concesión
9
CICLÓN
404,00
EMPRESA DE GENERACION ELECTRICA CICLON
DEL NORTE S.A.C.
Lambayeque
Subestación Chiclayo Oeste 220 kV
2027
Sin Concesión
10
NAIRA I
19,80
GR HUAMBOS S.A.C.
Cajamarca
S.E. Duna Huambos
2025
Sin Concesión
11
ROSA
404,00
EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA ROSA
S.A.C.
Lambayeque
S.E. La Niña 500 kV
2026
Sin Concesión
12
QUERCUS
452,00
EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA
QUERCUS S.A.C.
Lambayeque
S.E. La Niña 500 kV
2028
Sin Concesión
13
VIENTOS DE MOCHICA
220,00
EMPRESA DE GENERACION ELECTRICA RIOLITA
S.A.C.
Lambayeque
S.E Lambayeque Oeste 220 kV
2026
Sin Concesión
14
CEFIRO
366,00
CEFIRO ENERGIA S.A.C.
Ica
S.E. Nueva Intermedia 220 kV
2026
Sin Concesión
15
WINDICA
150,00
FENER PERÚ S.A.
Ica
S.E. Nueva Intermedia 220 kV
2025
Sin Concesión
16
EMMA
72,00
GR BAYOVAR S.A.C
Piura
L-1137 La Niña- Bayovar
2025
Cuenta con Concesión
17
PILETAS
250,00
FÉNIX POWER PERÚ S.A.
Ica
S.E. Nueva Intermedia 220 kV
2026
Sin Concesión
18
VIOLETA EÓLICA
452,00
EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA
VIOLETA S.A.C.
Piura
Piura Oeste 220 kV
2026
Sin Concesión
19
ZAPOTE
163,80
ZAPOTE S.A.C.
Lambayeque
S.E. Felam 220 kV
2026
Sin Concesión
20
NORTEÑO
131,10
KALLPA GENERACIÓN S.A.
Lambayeque
S.E. Reque
2025
Sin Concesión
21
CHERREPE
142,50
KALLPA GENERACIÓN S.A.
Lambayeque
S.E. Guadalupe
2025
Sin Concesión
22
MÓRROPE
224,00
ORYGEN PERÚ S.A.A.
Lambayeque
S.E. Lambayeque Oeste 220 kV
2026
Sin Concesión
23
LOS VIENTOS
364,80
KALLPA GENERACIÓN S.A.
Ica
Seccionamiento de la línea L-5032 Chilca – Poroma (500 kV)
2025
Sin Concesión
24
VIENTOS DE MEDIANÍA
222,60
EGE VIENTOS DE MEDIANÍA S.A.C.
Lambayeque
S.E. Lambayeque Oeste 220 kV
2028
Sin Concesión
25
HUARMEY
180,00
ENERGÍA RENOVABLE DEL CENTRO S.A.
Ancash
S.E. Nueva Huarmey 220 kV
2025
Sin Concesión
26
IKA SUR
241,80
ORYGEN PERÚ S.A.A.
Ica
S.E. Nueva Intermedia 220 kV
2026
Sin Concesión
27
IKA NORTE
148,80
ORYGEN PERÚ S.A.A.
Ica
S.E. Nueva Intermedia 220 kV
2026
Sin Concesión
28
SALINAR SUR
148,80
ORYGEN PERÚ S.A.A.
Ica
S.E. Nueva Intermedia 220 kV
2026
Sin Concesión
29
SALINAR NORTE
117,80
ORYGEN PERÚ S.A.A.
Ica
S.E. Nueva Intermedia 220 kV
2026
Sin Concesión
30
BAYOVAR
250,80
FENIX POWER PERÚ S.A.
Piura
S.E. La Niña 500 kV
2027
Sin Concesión
31
NAIRA II
20,00
GR APARIC S.A.C.
Cajamarca
Futura barra en 34,5 kV de la S.E. Duna
Huambos
2026
Sin Concesión
32
ALGARROBO
180,60
KALLPA GENERACION S.A.
Lambayeque
Futura S.E. Ciclón 220 kV
2027
Sin Concesión
33
LA QUEBRADA II
112,10
ECORER S.A.C.
Ica
S.E. Cahuachi 220 kV
2027
Sin Concesión
34
NAYLAMP
237,60
FENIX POWER PERÚ S.A.
Lambayeque
S.E. Lambayeque Oeste 220 kV
2027
Sin Concesión
35
LA LIBERTAD
403,20
ORYX POWER PERÚ S.A.C.
La Libertad
L.T. Trujillo Nueva – La Niña de 500 kV (L–5010)
2026
Sin Concesión
36
URANI
122,40
ENGIE ENERGÍA PERÚ S.A.
Ica
S.E. Punta Lomitas 220 kV
2028
Sin Concesión
37
SARIRI
122,40
ENGIE ENERGÍA PERÚ S.A.
Ica
S.E. Punta Lomitas 220 kV
2027
Sin Concesión
38
CARAVELÍ
218,30
IBEREÓLICA CARAVELI S.A.C.
Arequipa
S.E. Poroma 220 kV
2026
Cuenta con Concesión
39
VIENTOS DE NEGRITOS
153,00
CORDILLERA SOLAR I S.A.C.
Piura
S.E. Pariñas 220 kV
2028
Sin Concesión
40
SHOUGANG
300,00
SHOUGANG GENERACIÓN
ELÉCTRICA S.A.A.
Ica
S.E. Hierro 220 kV
2027
Sin Concesión
41
TAITA
61,60
ORYGEN PERU S.A.A.
Piura
L.T. 6654 Piura Oeste –
Paita de 60 kV
2027
Sin Concesión
42
VIENTOS DE MURRUP
202,50
CORDILLERA SOLAR II S.A.C.
Lambayeque
S.E. La Niña 220 kV
2028
Sin Concesión
43
TOROCCO
54
BOW POWER PERÚ S.R.L.
Ica
S.E. Tres Hermanas 220 kV
2027
Sin Concesión
44
TWISTER
129,6
ENGIE ENERGÍA PERÚ S.A.
Ica
S.E. Poroma 220 kV
2028
Sin Concesión
45
PESCADORES
348
NAUPAC GENERACION RENOVABLE PERU
S.A.C.
Arequipa
S.E. Ocoña 500 kV
2027
Sin Concesión
TOTAL
10.010,90
FES Perú
Future Energy Summit (FES), la gira de encuentros de profesionales de las energías renovables, llegará a Perú el próximo 29 de septiembre y promete una importante convocatoria de stakeholders del sector energético local e internacional, tal como lo viene haciendo en otras latitudes.
En febrero más de 500 líderes del sector participaron en Argentina del primer encuentro FES del año, en un momento en el que el mercado aguardaba por la actualización de nuevos mecanismos del MATER, la definición de nuevas obras de transporte eléctrico y de la licitación pública de aproximadamente 500 MW de potencia de sistemas de baterías.
Luego, en marzo la gira continuó con FES México y FES Caribe. En ambos casos, las principales empresas del sector evaluaron la realidad del mercado y excedieron a anuncios exclusivos del sector público local y regional.
Cabe destacar que, además de los salones de conferencias donde se impulsa el debate, los encuentros FES cuentan con espacios exclusivos de networking ideales para explorar sinergias y nuevos negocios en los que puede participar su empresa.
Para consultas por entradas o patrocinios comunicarse con commercial@strategicenergycorp.com
La incertidumbre regulatoria en torno al autoconsumo solar fotovoltaico en Panamá despierta preocupación en el sector privado, que exige mayor transparencia en el proceso de revisión normativa. Desde la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES), alertan sobre la falta de acceso a los fundamentos técnicos detrás de las conclusiones de la consultoría contratada por la Autoridad de los Servicios Públicos de Panamá (ASEP).
“Se nos tomó nota de las preguntas que nosotros hicimos ese día, sin embargo, la respuesta oficial del equipo consultor fue que muchos de los datos que ellos utilizaron para poder hacer las simulaciones pues no son de carácter público y de carácter que se puedan presentar”, manifiesta Jesús González, director ejecutivo de CAPES.
El Foro de Autoconsumo, realizado el 23 del mes pasado, marcó la presentación del tercer informe técnico sobre el porcentaje aceptable de penetración de energía limpia en la red panameña. Participaron más de 20 empresas del sector solar, además de los nueve miembros de la Junta Ejecutiva de CAPES. A este encuentro, la Cámara llevó un pliego de 10 preguntas técnicas que aún no han recibido respuesta suficiente, lo que motiva el reclamo de una evaluación clara y accesible.
Desde CAPES se cuestiona el enfoque mismo de la consultoría: ¿se orienta a limitar o a habilitar la integración de energía solar? También se busca saber si se están considerando criterios como la confiabilidad, los costos marginales, la estabilidad del sistema, o si hay otros factores. El gremio reclama que el estudio contemple la inclusión del almacenamiento energético, así como modelos de simulación con diferentes escenarios temporales y geográficos.
Durante el encuentro, los consultores presentaron distintos escenarios con tasas de penetración que iban del 3% al 5% de generación distribuida. No obstante, la conclusión fue que no debería existir un porcentaje límite para la penetración.
“Recomiendan ellos que no tenga un delimitante, sin embargo que lo que recomiendan es que se llegue al punto máximo que se tiene hoy día y que se evalúen las afectaciones”, explica González.
Actualmente, el país cuenta con 5.605 clientes con sistemas solares bajo el esquema de net metering, totalizando 158 megavatios instalados. Desde CAPES proponen una hoja de ruta con tres ejes prioritarios: una evaluación técnica transparente, la creación de una mesa técnica multidisciplinaria, y la ampliación del porcentaje aceptable de penetración solar.
El gremio insiste en que cualquier cambio regulatorio debe respetar las inversiones ya realizadas por más de 5.000 usuarios que apostaron por la energía solar bajo un marco legal claro.
“Queremos que se mantenga lo que ya venimos trabajando, que es el principio de confianza legítima, que se vea atentado y vulnerado si este impuesto al sol sucediera”, advierte el director ejecutivo de CAPES.
El gremio rechaza técnicamente cualquier propuesta que implique un gravamen directo o indirecto, como uno que podría propiciarse mediante un cambio a net billing. A juicio de la Cámara, tal medida sería incongruente con la Estrategia Nacional de Generación Distribuida, que busca promover el acceso equitativo, empoderar a los usuarios y descentralizar la matriz energética.
Además, advierten que esa penalización impactaría negativamente en el fomento del empleo verde, uno de los pilares de la estrategia nacional. Según estimaciones, se podrían generar más de 11.000 nuevos empleos en sectores técnicos y comerciales vinculados a la generación distribuida solar.
En una carta enviada por CAPES a la ASEP, con fecha del 6 de junio del 2025, también se destaca la ausencia de una justificación técnica y económica transparente en las medidas recomendadas por la consultora. Por lo que, no se ha presentado, hasta el momento, una evaluación pública que sustente la necesidad de modificar el régimen vigente.
El sector empresario quedará atento al lunes 30 de junio como fecha clave en la que la consultora presentará su informe final con recomendaciones del estudio y a partir del cual, debería abrirse una instancia de consulta pública por parte de la Autoridad para convocar a los distintos agentes del mercado a realizar sus aportaciones.
Desde la Cámara reiteran su compromiso con un desarrollo ordenado, legal y sostenible del sector eléctrico, y llaman a la ASEP a reconsiderar cualquier medida que atente contra el crecimiento de la generación distribuida. De allí, reiteran la necesidad de la apertura de una mesa técnica permanente para evaluar reformas regulatorias que garanticen competitividad, sostenibilidad y participación ciudadana en el sistema energético nacional.
La distribución eléctrica en Chile atraviesa un punto de inflexión. Para Francisco Messen, gerente de Operaciones de Enel Distribución, la legislación vigente ha quedado obsoleta y representa un obstáculo para los desafíos actuales del sistema eléctrico nacional.
Es por ello que la empresa solicita una reforma urgente al marco regulatorio con el fin de robustecer la red, dotarla de mayor tecnología y prepararla ante fenómenos climáticos extremos.
“La ley está pensada más para llegar al suministro con el mínimo costo al cliente, hecho que se entiende porque se busca electrificar, pero actualmente también hay muchos elementos que permiten tener una red mucho más robusta, resiliente, más tecnológica y más respaldada”, manifestó Messen durante una sesión de la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputados.
En este sentido, Enel considera fundamental reformar la normativa para garantizar un suministro confiable, seguro y alineado con las metas de descarbonización al 2050.
La urgencia técnica colisiona con la parálisis política. El marco regulatorio actual no ha experimentado cambios estructurales en casi 40 años, lo que genera fricciones evidentes con la política energética nacional.
Si bien en octubre de 2024, el ministro de Energía, Diego Pardow, prometió ingresar una reforma integral al Congreso antes del primer trimestre del 2025, anticipando una “ventana de oportunidad” antes del proceso electoral, el proyecto aún no fue ingresado, y las elecciones parlamentarias y presidenciales de noviembre próximo podrían obstaculizar el avance legislativo.
Bajo ese panorama, desde Enel subrayan que, más allá de la urgencia regulatoria, hay aspectos técnicos que deben abordarse sin dilación.
“No es descartable el soterramiento en algunos escenarios complejos”, indicó Messen, haciendo alusión a zonas densamente urbanizadas con alta arborización, donde la infraestructura aérea resulta vulnerable y que vuelve indispensable la planificación territorial adecuada.
En paralelo, la empresa apuesta por una modernización que trasciende lo estructural. “No basta solamente con tener la red”, afirmó Messen, quien recalcó la necesidad de incorporar “elementos que permitan censar y monitorear el estado de la infraestructura”, incluso a nivel del cliente final, a fin de detectar interrupciones de manera inmediata, agilizar la respuesta y acortar tiempos de reposición.
Otras distribuidoras se sumaron al reclamo y coincidieron en la necesidad de actualizar el marco normativo: “Se necesita urgentemente legislar en favor a una nueva reforma a la distribución”, manifestaron. La coincidencia en el diagnóstico refuerza el llamado de atención hacia las autoridades.
Plan de invierno 2025
Mientras avanza el debate político, Enel implementa un ambicioso plan de inversión para este invierno, centrado en la Región Metropolitana, donde más de 2,1 millones de usuarios dependen de un suministro eléctrico estable. Messen detalla que el plan representa un 40% más de inversión que el año pasado, alcanzando un total de 150 millones de dólares destinados al fortalecimiento de la red.
Una de las principales iniciativas del plan es la conexión acelerada de medidores inteligentes, en cumplimiento con la normativa técnica. Enel prioriza su instalación en clientes electrodependientes, con la meta de finalizar el despliegue durante 2025.
Y a pesar del esfuerzo financiero, la empresa aclara que los montos invertidos no impactarán en las tarifas de los usuarios, debido a que los precios están regulados.
El gobierno de Rio Grande do Sul dio a conocer su estrategia de descarbonización y anunció una nueva convocatoria pública para proyectos enfocados en la cadena de producción de hidrógeno verde.
La licitación prevé un valor total de R$ 102,4 millones (cerca de USD 18,5 millones según el tipo de cambio oficial) para apoyar proyectos de producción, transmisión, almacenamiento y uso de hidrógeno verde.
“Con el lanzamiento de la convocatoria, Rio Grande do Sul reafirma su compromiso con la transición energética y el desarrollo sostenible. Estamos sentando las bases de una nueva matriz económica que combina innovación, competitividad y responsabilidad ambiental”, enfatizó Marjorie Kauffmann, secretaria de Medio Ambiente e Infraestructura de Río Grande do Sul.
Si bien el aviso todavía no se publicó en el Boletín Oficial del Estado, desde el gobierno adelantaron la inscripción se realizará entre el 16 de junio y el 16 de julio, en tanto que la subvención dispondrá de un máximo de R$ 30 millones (aproximadamente USD 54.000) por cada proyecto, mientras que la contribución mínima requerida por las empresas será del 30%.
Además, el cronograma de la convocatoria comprenderá siete etapas, desde el registro hasta la contratación y el seguimiento de los proyectos seleccionados, que tendrán un plazo de ejecución de hasta 24 meses.
“La atención de esta administración al medio ambiente, como el fomento de las energías renovables, ofrece un escenario tan atractivo que ha despertado el interés de Japón, de manera que el gobierno japonés decidió crear un plan maestro aquí en Rio Grande do Sul para identificar las oportunidades que surgirían tras el programa de hidrógeno verde», complementó el gobernador Eduardo Leite.
Según Leite, la estrategia de descarbonización y la convocatoria de H2V anunciada está alineada con los programas estatales denominado Plan Rio Grande y el Plan de Desarrollo Económico Inclusivo y Sostenible.
Y cabe recordar que, a principios de 2023 el gobierno de Río Grande do Sul publicó su estrategia estatal de hidrógeno verde con el cual prevé incrementar su PIB en aproximadamente R$ 62000 millones y más de 40000 nuevos puestos de trabajo.
De acuerdo a dicha estrategia, los costos de producción del H2V en Río Grande do Sul varían de 2,1 a 3,4 USD/kg, incluso considerando la entrega para el consumo; en tanto que la demanda doméstica llegaría a las 600.000 toneladas al año hacia el 2040 y el consumo máximo podría alcanzar 2.800.000 de toneladas en dicho año, considerando la evolución de las renovables y del fomento al hidrógeno verde.
¿Cómo se reparte la capacidad verde?
El estado de Río Grande do Sul posee una matriz eléctrica predominantemente renovable, con una potencia instalada de alrededor de 12,37 GW, de acuerdo a datos publicados por la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL), que se reparten de la siguiente manera:
El Gobierno provincial avanza en la instalación de paneles solares y sistemas de almacenamiento para mejorar la calidad del servicio eléctrico en 30 establecimientos educativos de las Islas del Delta. El proyecto beneficiará a más de 3.500 alumnas y alumnos de jardines de infantes, escuelas primarias y secundarias, y centros de formación laboral y profesional de la región, mediante una solución vinculada a la generación de energía renovable y limpia.
En las 25 escuelas que ya cuentan con servicio eléctrico se instalarán paneles solares y bancos de baterías con el fin de permitir el funcionamiento de servicios esenciales durante cortes de luz: luces de emergencia, heladeras y freezers para la conservación de alimentos y bombeo de agua. De esta forma se permitirá la continuidad del dictado de clases y la atención de los comedores escolares. Además, en otras cinco escuelas que se encuentran aisladas de la red eléctrica y no cuentan con servicio se implementará una solución integral consistente en generación solar con respaldo de generador diésel y almacenamiento, a fin de atender toda la demanda de los establecimientos.
A partir de un convenio de articulación entre la Dirección General de Cultura y Educación, la Subsecretaría de Energía del Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos, y la Subsecretaría de Asuntos Territoriales del Ministerio de Gobierno, en colaboración con el Foro Regional Eléctrico de Buenos Aires (FREBA), ya se encuentra en etapa de licitación este proyecto que financiará y ejecutará el Programa de Incentivos a la Generación Eléctrica Distribuida (PROINGED).
Quienes estén interesados en ofertar, deben presentar su propuesta digitalizada en formato PDF, antes de las 13 horas del próximo 28 de julio. La apertura de las ofertas se realizará desde las 13:30 de la misma jornada.
El relevamiento del estado y las necesidades de todos los establecimientos se llevó adelante en colaboración con la Universidad Tecnológica Nacional – Facultad Regional Delta, en el marco de un convenio específico para la conformación de equipos especializados que realizaron diagnósticos destinados a acceder a la información de base para el diseño preliminar de las soluciones a ser implementadas en cada establecimiento.
El proyecto en las escuelas del Delta se suma al proyecto “Generación Renovable y Eficiencia Energética” implementado por el PROINGED en más de 120 establecimientos de la modalidad Rural Agrupado, en los que se instalaron sistemas de generación fotovoltaica y otras medidas de eficiencia energética, tales como recambio de luminarias por luces LED, instalación de fotocélulas y sensores de movimiento para optimizar el consumo eléctrico en iluminación y termos solares para ahorro de gas o electricidad en calentamiento de agua para comedores escolares.
Con este tipo de iniciativas se busca fortalecer las políticas de transición energética, mediante la implementación de proyectos de generación renovable, aplicados a diferentes contextos y problemáticas, que brindan soluciones limpias en plazos de tiempo relativamente cortos y de bajo costo de operación y mantenimiento.
Durante la gira, los seleccionados participaron activamente en todas las actividades organizadas por AHK Chile en Alemania, lo que incluyó visitas a instalaciones de proyectos, proveedores tecnológicos o de servicios, y otras organizaciones relevantes en el ecosistema internacional del hidrógeno verde. Así como también, tuvieron la oportunidad de participar en eventos de networking con diferentes expertos internacionales.
El seremi de Energía, de la Región Metropolitana, JesusAgüero, señaló la importancia de este viaje «para nosotros es muy importante como Ministerio estar en esta instancia, sobre todo porque el día de hoy hay una Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde, hay una mirada de futuro sobre Hidrógeno Verde, y para mí es súper grato escuchar que no estamos tan lejos en materia de talento y conocimiento«.
En tanto, Luz Ubilla, Jefa del Área de Movilidad Sostenible e Hidrógeno Verde, de la Agencia de Sostenibilidad Energética, agregó que “este es un trabajo, que se realizó en conjunto con el Ministerio de Energía, tenía por objetivo llegar a actores públicos, privados y de la academia, interesados en poder acelerar esta tecnología en el país. Y hoy nos convoca poder escucharlos, conocer sus experiencia y así saber cómo podemos ir mejorando este tipo de iniciativas que traen un gran valor a esta industria del hidrógeno a nivel”.
Con un itinerario enfocado en fortalecer la comprensión y los conocimientos técnicos sobre tecnologías asociadas al hidrógeno verde, a través de la transferencia de conocimientos, los participantes tuvieron la oportunidad de participar de eventos, realizar visitas técnicas a instalaciones y proyectos exitosos.
En la primera jornada, destacó la visita técnica a Sypox, startup fundada en la Universidad Técnica de Múnich (TUM), especializada en reactores químicos con calefacción eléctrica, la cual desempeña un papel clave en la implementación de una planta piloto de hidrógeno renovable en Baviera, desarrollada dentro del proyecto europeo Electrified Reactor Technology (EReTech). Posteriormente, acudieron a Hydrogenious: Hydrogenious LOHC Technologies, empresa especializada en el almacenamiento y transporte de hidrógeno mediante la tecnología Liquid Organic Hydrogen Carrier (LOHC).
El segundo día, estuvo marcada por la reunión con Invest in Bavaria, agencia de promoción de inversiones del Estado de Baviera y apoya a las empresas en su establecimiento y expansión. En el ámbito del hidrógeno y las energías renovables, facilita proyectos de hidrógeno
Al día siguiente, tuvieron la oportunidad de visitar la feria Intersolar, una de las ferias más importantes a nivel mundial en el sector de la energía solar; ser parte del evento The smarter E Europe, que también incluye exposiciones sobre almacenamiento de energía, electromovilidad, gestión energética e hidrógeno, lo que les permitió conocer de cerca las innovaciones y soluciones que ofrecen.
La cuarta jornada tuvo lugar en Energie Campus Nürnberg: Apritec GmbH, empresa alemana especializada en el desarrollo e implementación de soluciones tecnológicas innovadoras para la industria. Con un enfoque en la eficiencia, la sostenibilidad y la adaptación a las necesidades específicas de cada cliente, Apritec ofrece productos y servicios de alta calidad en los ámbitos de la automatización industrial, la ingeniería de procesos y el control ambiental.
Finalmente, los nueve participantes fueron a Siemens, la ciudad verde en Wunsiedel, Baviera, la cual se ha convertido en un modelo de sostenibilidad gracias a su transición hacia un sistema energético 100% renovable. Con el apoyo de Siemens, la ciudad ha desarrollado un sistema descentralizado que utiliza energías renovables, además de una planta de hidrógeno verde. Esta planta, de capacidad nominal de 8,75 MW, producirá hasta 1.350 toneladas de hidrógeno verde al año. Este hidrógeno es obtenido a partir de paneles solares y turbinas eólicas en tierra y mar, el cual posteriormente se comprime y se utiliza para diversos fines en movilidad e industria, lo que contribuye a reducir emisiones de CO2 de hasta 13.500 toneladas en estos sectores.
Los asistentes fueron parte de un viaje innovador, donde pudieron evidenciar experiencias reales en la cadena de valor del hidrógeno verde, una industria en expansión, trayendo consigo nuevas herramientas para promover el uso de tecnologías sostenibles en proyectos de hidrógeno verde en Chile.
En el último panel de debate de la edición 2025 de Midstream & Gas Day, referentes de las dos principales constructoras del país aseguraron que en el medio local hay suficiente capacidad para encarar nuevos proyectos de infraestructura que ayuden a desarrollar la actividad sectorial a gran escala.
Según Carlos Coletto, gerente de la Unidad de Negocio de Gas y Petróleo de SACDE, no es casual que la presentación de las empresas constructora haya quedado para el cierre del evento organizado por EconoJournal. “Como esta jornada lo marca, los constructores llegamos al final, cuando ya no hay tiempo y todo el mundo está ansioso por irse o por empezar a operar”, bromeó el directivo.
A criterio de Alejo Calcagno, director de Operaciones para la Región Sur en Techint E&C, para prever la posibilidad de concretar con éxito nuevas obras de envergadura conviene repasar lo realizado en los últimos tiempos. “En ese sentido, estuvimos al frente de emprendimientos como el Gasoducto Perito Moreno -GPM- (ex Gasoducto Presidente Néstor Kirchner -GPNK-), la Reversión del Gasoducto Norte (RGN), el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) y el segundo módulo del Proyecto Duplicar de Oleoductos del Valle (Oldelval)”, enumeró.
Lo que afortunadamente se viene dando en la Argentina, definió Coletto, es “un círculo virtuoso”. “La primera gran iniciativa después de muchos años, que fue el GPM, nos puso a prueba como empresas y como país. Desde entonces llevamos adelante una serie de desarrollos de manera impecable. Más allá de algún paralelismo con lo hecho, los desafíos venideros nos plantean una oportunidad de crecimiento mayor al logrado hasta ahora”, avisó.
Aparte de la disponibilidad de equipos y materiales, indicó, los máximos retos a sortear se vinculan con la búsqueda, la capacitación y la formación de nuevos cuadros de responsabilidad. “En esa dirección, siempre estamos muy cerca de la Unión Obrera de la Construcción de la República Argentina (UOCRA) y de las universidades”, resaltó.
Así como en su momento Techint E&C llevó profesionales de la Argentina para realizar proyectos en otros países de la región como Perú, México o Chile, acotó Calcagno, hoy la empresa cuenta con recursos humanos capaces de colaborar con las iniciativas del ámbito doméstico. “No vamos a reemplazar a todo el personal local, pero sí traeremos profesionales en posiciones clave que nos permitan utilizar el personal en más de un emprendimiento a la vez”, aclaró.
Hito de infraestructura
No es del todo correcto, analizó Coletto, decir que el VMOS es la mayor obra de infraestructura de los últimos 50 años. “En la Argentina se han ejecutado otras iniciativas de mucha importancia. Lo que sí debe reconocerse es que no hay registro de un oleoducto de estas características en las últimas décadas”, reformuló.
También es cierto, sostuvo, que está previsto que el contrato de construcción del ducto culmine antes que la terminal de Punta Colorada. “Por eso puede hablarse de un adelanto tácito en cuanto a su nivel de avance”, reveló.
Tal como precisó Calcagno, el caño alcanzará los 437 kilómetros de extensión, tendrá 30 pulgadas de diámetro y contará con 28 válvulas de bloqueo a lo largo de su recorrido. “En esta primera etapa se están construyendo dos estaciones de bombeo: una en la cabecera, en Allen, y otra en Chelforó, antes de cruzar el Río Negro. A esas instalaciones se sumará una trampa de scraper. Además, se prevén futuras ampliaciones con estaciones de bombeo”, especificó el representante de Techint E&C.
Inicialmente, detalló, la capacidad de transporte será de 500.000 barriles por día. “Va a arrancar con 180.000 cuando se ponga en marcha únicamente la primera estación de bombeo y después va a subir a 500.000. A futuro, cuando esté todo el proyecto completo, la capacidad se situará entre los 700.000 y los 800.000 barriles”, adelantó.
De los 437 km totales, apuntó Coletto, restan menos de 37 km para terminar la apertura de pista y que todo el trazado quede marcado con la franja de trabajo requerida. “Venimos soldando con doble junta desde la segunda estación (en el km 190), estamos a punto de alcanzar los 40 km iniciales de soldadura automática en campo, y empezamos a bajar cañería de zanja”, agregó el ejecutivo de SACDE.
Flexibilidad y eficiencia
En relación con otros momentos del país, afirmó Coletto, por estos días se han flexibilizado mucho los procesos para poder operar con los proveedores, lo cual simplifica el desenvolvimiento de las compañías constructoras. “No obstante, uno siempre se prepara para la situación de mercado que haya que afrontar, y planifica los trabajos y las gestiones a fin de resolver las problemáticas que puedan surgir. Hoy estamos más cómodos, pero eso no significa que no hubiéramos cumplido nuestros objetivos en otro contexto”, aseveró.
El crecimiento de la industria de Oil & Gas, enfatizó Calcagno, configura una realidad indudable a escala nacional. “Los proyectos están apareciendo uno tras de otro. Hay cada vez más anuncios relacionados con el gas natural licuado (GNL). Y también vislumbro un fuerte crecimiento de la minería”, destacó.
Chile, ejemplificó, produce el 24% del cobre que se consume en todo el mundo. “De este lado de la cordillera, en tanto, tenemos el mismo potencial por explotar. Si se ponen en marcha los cuatro o cinco mayores emprendimientos cupríferos que hay en carpeta, las exportaciones podrían representar un tercio de las previstas para Vaca Muerta”, comparó.
Si bien las obras mineras todavía se encuentran un paso atrás, señaló, cuando se activen significarán una competencia por los recursos industriales. “Habrá que encontrar la manera de administrarlos y compartirlos. Será vital elevar los niveles de eficiencia y productividad, incorporar soluciones de Inteligencia Artificial (IA), promover la digitalización de todos los procesos, y optimizar los recursos disponibles para que rindan el doble de lo que rinden hoy”, recalcó.
(LA RIOJA).- El Parque Eólico Arauco (PEA) finalizó este jueves el montaje de 28 aerogeneradores que aportarán 99,4 MW de potencia al proyecto renovable ubicado en la provincia de La Rioja. Se trata del PEA III, una ampliación que elevará la potencia instalada de Arauco a 250 MW a partir de 100 aerogeneradores instalados a 90 kilómetros al norte de la capital provincial.
Además, en julio comenzarán las obras para la construcción de un parque solar de 50 MW que estará ubicado en medio de los molinos eólicos. El parque fotovoltaico podría estar operativo en abril de 2026. De esta forma, el Parque Arauco, una empresa de la provincia de La Rioja, se convertirá en el primer parque hibrido de generación de energía eólica y solar del país. En la empresa provincial estiman una nueva ampliación (Etapa IV) del parque eólico por 100 MW de potencia para 2027.
Etapa III
La construcción de la Etapa III de Arauco demandó una inversión de US$ 145 millones. La energía que generará esta etapa será inyectada al Sistema Argentino de Interconexión (SADI) a partir de un PPA (Power Purchase Agreement) con Cammesa que habilita el decreto 476 de julio de 2019 que permite firmar contratos de compra – venta de energía con empresas públicas como Arauco. El nuevo parque solar de Arauco estará bajo los contratos del Mater (Mercado a Término de Energías Renovables).
Los aerogeneradores, que están en las últimas pruebas y entrarán en operación en octubre, son de la compañía Siemens Gamesa SG 3.4-132 y cada uno cuenta con una capacidad de generación de 3,55 MW. El parque tiene un factor de capacidad de más de 40% y se consolidó como el desarrollo renovable más importante del norte argentino.
En la inauguración de los 28 aerogeneradores de Arauco, el gobernador Ricardo Quintela señaló que “haber logrado el objetivo es una satisfacción no solamente para nosotros sino también para la Argentina. Este parque va a comenzar el mes que viene a construir 50 MW solares. Esto visibilizará a la provincia de La Rioja como pionera en el trabajo de la energía limpia”.
Por su parte, el secretario de Energía de La Rioja, Alfredo Pedrali, expresó que “estamos emocionados por cumplir el compromiso tomado al principio de la gestión, de darle vuelta a esta empresa y hacerla lo que es hoy: una firma pujante, reconocida por todo el sector, que nunca para de mejorar”.
Arauco
La primera etapa del Parque Eólico Arauco se inició en 2009. Fue el primer parque en conectarse al SADI cuando en 2011 comenzó a inyectar energía eólica al sistema nacional. Con los años amplió su capacidad a 50 MW. A partir de la primera licitación del Programa RenovAr, la empresa provincial amplió en 100 MW desarrollando la Etapa II del proyecto. En 2022, Pampa Energía adquirió por US$ 171 millones la Etapa II del Parque Eólico Arauco S.A.P.E.M., concretando una de las mayores inversiones privadas en la historia de la provincia.
Parque Arauco se posicionó en el top 3 de los proyectos eólicos más eficientes del país dentro de un universo de 67 parques en funcionamiento, según un ranking que realiza Cammesa, la compañía que administra el mercado eléctrico mayorista. Actualmente, la compañía opera tres parques eólicos -dos propios y uno administrado para terceros- y cuenta con 100 aerogeneradores activos.
Con la energía, el agro y la economía del conocimiento como pilares del crecimiento, grandes compañías que operan en el país advierten que el gran desafío ya no es la falta de recursos, sino aprender a gestionarlos con visión de largo plazo, reglas claras y mayor inversión. Ya no quedan dudas de que la Argentina cambió durante los últimos dos años. Ahora, el mayor desafío es la necesidad de adaptación al nuevo contexto de abundancia por parte de las empresas locales. Es que, acostumbradas a la escasez, tanto de recursos naturales, como de políticas económicas y, sobre todo, de fondos […]
Con el impulso del gobernador Claudio Vidal, empresarios argentinos y canadienses explorarán este viernes en Buenos Aires posibles inversiones para desarrollar proyectos en energías renovables, minería e hidrocarburos en Santa Cruz. El encuentro se da en el marco de una misión en Argentina de directivos de la Bolsa de Toronto (TSX/TSXV). El evento, denominado “Santa Cruz Energía & Minería: Presentación de Toronto Stock Exchange & Toronto Stock Exchange Venture”, es organizado por el Gobierno Provincial a través del Ministerio de Energía y Minería y de FoMiCRUZ S.E., junto al Banco Santa Cruz S.A. La cita está programada para las 14:30 […]
Las perforaciones por el uranio y el vanadio que está cerca de Valcheta empezaron el 1 de junio y durarán cinco meses. En noviembre está previsto que termine la fase de perforaciones que comenzó este mes en el Depósito Ivana, el proyecto de extracción de uranio más importante del país que está cerca de Valcheta. El programa de perforación se llevará a cabo durante cinco meses en dos fases, la primera centrándose en la perforación de relleno en el depósito Ivana y la segunda en la prueba de objetivos satélite, dijo la empresa Blue Sky, propietara de Minera Cielo Azul, […]
El sector se consolida como pilar económico, con un notable impulso en las inversiones en exploración y un futuro centrado en el litio y el cobre, según informe de Guido D’Angelo y Emilce Terré. En Argentina, la minería se destaca estructuralmente como uno de los sectores con mayor capacidad de generar exportaciones netas. En los últimos cinco años, si bien la agroindustria fue responsable del 92% del ingreso neto de divisas al país, la minería aportó el 8% restante. Ambos sectores son exportadores netos y generadores de empleo en todo el territorio nacional, exhibiendo un elevado potencial de expansión en […]
Una de las temáticas que se abordó durante el encuentro de Women in Mining es cómo las empresas y las personas pueden insertarse en el sector minero. Uno de los desafíos para el desarrollo de la minería en la provincia es que puedan aprovecharlo las empresas locales y los trabajadores. Por eso, se apunta a que las compañías se preparen para convertirse en proveedoras y que las personas se capaciten en las habilidades específicas que se requieren para responder a la demanda del sector. Dos paneles del encuentro de Women in Mining Argentina, “Voces en red, el camino hacia el […]
La Asociación Argentina de Capital Privado, Emprendedor y Semilla de la Argentina reportó que en 2024 se comprometieron montos por US$ 412 millones y crece la federalización del capital emprendedor. La Asociación Argentina de Capital Privado, Emprendedor y Semilla de la Argentina reportó en su informe anual que en 2024 la inversión en startups superó los US$ 412 millones. La provincia de Santa Fe ocupó el tercer lugar del podio con 11,5% de esa inversión, detrás de Buenos Aires + CABA con 50,8% y Córdoba con 23%. El Capital Semilla (Seed Capital o Early Stage) son inversiones menores a US$ […]
¿Quién manda en Vaca Muerta? ¿Cómo podés participar vos como inversor? ¿Cómo impacta en el país? ¿Qué empresas son las protagonistas? ¿Qué alternativas hay para invertir en Vaca Muerta? ¿Entonces? ¿Cómo impacta todo esto en el país? Vaca Muerta es, sin dudas, uno de los recursos de shale más importantes del mundo. Tiene volumen, tiene productividad, y ahora también empieza a tener infraestructura para exportar. ¿Qué empresas son las protagonistas? Veamos el ranking por superficie: La infografía lo dice todo: YPF lidera el ranking con 6299 km² de superficie en Vaca Muerta, y 27 áreas bajo su control (20 de […]
Comentario al Fallo CSJN “O&G Developments Ltd. S.A. c/ Salta, Provincia de s/ acción declarativa” – CSJ 199/2011 (47-O)/CS1 ORIGINARIO. En el reciente y novedoso fallo, de fecha 3 de junio de 2025, que hace lugar a la demanda seguida por O&G Developments Ltd. S.A. contra la Provincia de Salta, declara la invalidez de la pretensión de la parte demandada plasmada en las resoluciones 4/2011 y 7/2011 de la Dirección General de Recursos Tributarios Energéticos de la Provincia de Salta. La empresa se niega a pagar las regalías por hidrocarburos que intenta cobrarle la provincia de Salta. Argumenta que parte […]
General Motors confirmó sus planes para el SUV del segmento B. Se refirió a la “nueva generación” del modelo, que este año tendrá una actualización que incluirá cambios en el diseño. General Motors tiene nuevos planes para la Chevrolet Tracker nacional, producida en la planta santafesina de Alvear, donde además habrá nuevas suspensiones de personal durante todo el segundo semestre del año. La compañía le confirmó a Motor 1 Argentina que realizará suspensiones de personal durante una semana por mes en la planta de Alvear, un plan que se extenderá a partir de julio y hasta diciembre de este año. […]
El estado crítico de los caminos que atraviesan la región complica el traslado de insumos, afecta la seguridad vial y pone en riesgo actividades estratégicas. Las provincias demandan decisiones urgentes para evitar mayores costos y consecuencias. El Gobierno de Río Negro reiteró su reclamo a la administración nacional por el deterioro de las rutas que atraviesan la provincia, muchas de ellas esenciales para la actividad hidrocarburífera en Vaca Muerta y el turismo regional. Algo similar sucede en Neuquén, lo que llevó a la implementación de un peaje (entrarán en vigencia en 2026) y la declaración de emergencia vial en su […]
La tensión por ataques aéreos lanzados anoche por Israel sobre Irán movieron los mercados al alza. La respuesta fue inmediata en Wall Street donde los mercados fueron a la baja en tanto el oro el petróleo y el gas registraron subas. El Brent trepó 13% ubicandose en 75 dólares el barril, la mayor suba desde marzo de 2022. Las tarifas de fletes para crudo desde Medio Oriente a Asia subieron un 15%.
En Europa los futuros de gas natural alcanzaron 6% ante la posibilidad de interrupciones en el estrecho de Ormuz consignó Bloomberg.
A la hora de proyectar la expansión del mercado gasífero a nivel regional, hay que tomar en cuenta que Vaca Muerta posee un significado para la Argentina y otro distinto para el resto del mundo. Con esa definición arrancó Daniel Rideneler, director general de Transportadora de Gas del Norte (TGN), su participación en la edición 2025 de Midstream & Gas Day, evento organizado por EconoJournal. “Para el país, la formación representa la potencialidad de cambiar la matriz económica que tenemos. Podemos prever para los próximos años unos niveles de producción de 1,5 millones de barriles equivalentes de petróleo, además de materializar proyectos de exportación regional vía gasoducto y de comercialización de gas natural licuado (GNL), estimando ingresos por entre 30.000 y 35.000 millones de dólares”, calculó.
Sin embargo, acotó, para el mercado global esos números resultan poco significativos. “El mundo puede estar un poquito mejor con los recursos de Vaca Muerta, pero sin ellos no le pasa nada. Los sustituirá”, advirtió.
Daniel Rideneler, director general de Transportadora de Gas del Norte.
El primer hidrocarburo que puede monetizarse, indicó, es el crudo. “Si esto se diera de manera secuencial y hoy fuese el día cero, que obviamente no lo es, el día uno habrá que producir petróleo, el día dos tendremos que expandir nuestra infraestructura de oleoductos para llevar ese recurso a la costa y recién el día tres nos daremos cuenta de que el crudo tiene gas asociado, lo que tornará necesario hacer plantas de tratamiento y conseguir mercados para el fluido. Ahora bien, lo que está pasando hoy es todo eso junto”, argumentó.
Puntualmente en el ámbito gasífero, subrayó, la prioridad debe ser llegar a los mercados vecinos. “Fundamentalmente pienso en Chile, donde ya contamos con infraestructura y debemos reconstruir la confianza, y en Brasil, que engloba varios mercados en sí mismo, aunque es cierto que también exportamos a Uruguay y que Paraguay nos viene avisando que en unos años querrá consumir el recurso”, sintetizó.
Cinco condiciones
El escenario vigente se caracteriza por un elevado interés por concretar proyectos en el Cono Sur. De acuerdo con Leopoldo Macchia, vicepresidente comercial de Tecpetrol, es hora de aprovechar las riquezas gasíferas de Vaca Muerta, aparte de la infraestructura construida, la declinación de la producción de Bolivia y la creciente demanda de naciones como Chile y Brasil. “La calidad de la roca es fantástica. Son casi 300 billones de pies cúbicos (TCF, por sus siglas en inglés). Y dado que la Argentina sólo usa 1,8 TCF anuales, estamos hablando de 150 años de consumo”, graficó.
Para poner en valor esos recursos y abastecer a la región, aseguró, será primordial apostar por el GNL, un negocio con mucha flexibilidad, pero que depende en demasía de los precios internacionales. “La idea sería llegar a Chile, donde tenemos experiencia, y después a Brasil, que representa un desafío mayor”, anticipó.
Leopoldo Macchia, vicepresidente comercial de Tecpetrol.
En 2018, recordó, cuando arrancó el desarrollo masivo de Fortín de Piedra, Tecpetrol logró retomar las exportaciones de gas al centro chileno. “Un año después alcanzamos una penetración de un 30% en esa zona. Hoy estamos por encima del 65%”, comentó.
La semana pasada, reivindicó, el yacimiento insignia de la empresa batió un récord de 25 millones de metros cúbicos (m3) diarios, el 17% de la oferta argentina. “Ese volumen es más o menos la producción promedio que tuvo Bolivia”, comparó.
Para incrementar las exportaciones a Brasil, argumentó, deberán darse cinco condiciones. “El primer punto, que ya cumplimos con éxito, es arribar a ese mercado vía Bolivia. El segundo, contar con un precio competitivo. El tercero, construir infraestructura. El cuarto, avanzar en la coordinación regulatoria y tarifaria, y firmar acuerdos país-país para darle previsibilidad a todos los actores. Finalmente, conseguir que Brasil esté dispuesto a contratar en firme y a largo plazo”, enumeró.
En pleno crecimiento
En su flamante 20° aniversario, Pampa Energía se encuentra produciendo casi el 10% del gas que hoy se obtiene a escala nacional. “Somos el tercer productor no convencional en Vaca Muerta, con dos grandes yacimientos como El Mangrullo y Sierra Chata. Y más allá del medio local, que obviamente es nuestro objetivo principal, venimos trabajando mucho en los mercados regionales, principalmente en el área metropolitana de Chile”, precisó Santiago Patrón Costa, director comercial de Pampa.
La empresa, confirmó, empezó a exportar a la zona de Bio Bio, que todavía no contaba con acceso al gas neuquino. “A partir de mayo activamos los primeros contratos. Ya estamos exportando 250 decámetros, con la idea de ampliar ese volumen prontamente”, aseguró el directivo.
Santiago Patrón Costa, director comercial de Pampa. Energía.
Para los próximos meses, anticipó, se espera un gran desarrollo en el norte chileno, mercado que competirá en cierta proporción con Brasil. “En suelo brasileño fue clave avanzar con una prueba piloto para entender cómo funcionaba todo el sistema. Con la baja del precio del Brent, a partir de octubre nuestro país se volverá más competitivo. Eso se reforzará el año que viene, más allá de que los costos de transporte todavía siguen siendo altos, gracias al precio mínimo de exportación que implicará el nuevo Plan Gas”, puntualizó.
Para favorecer las exportaciones, reconoció, el Gobierno contribuyó con la sanción de la Ley Bases, que cambió el paradigma de comercialización del gas. “A eso debe sumarse el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) que permitirá la ejecución de nuevas obras de infraestructura hechas totalmente por privados, sin intervención del Estado”, celebró.
Tres etapas
Hace ocho meses Harbour Energy adquirió los activos de Wintershall Dea a nivel mundial. Mariano D´Agostino, vicepresidente comercial de la firma, dio cuenta del impacto positivo de esa transacción para la Argentina. “Básicamente cambiaron las expectativas de crecimiento. Hoy tenemos tres pilares fundamentales: el proyecto Fénix, ubicado en la Cuenca Marina Austral; y los activos Aguada Pichana Este y San Roque (que nos abre posibilidades en la ventana de crudo), en Vaca Muerta. Adicionalmente, nos entusiasma la integración de un cuarto pilar: el consorcio Southern Energy, que nos asegura números rápidos para elevar al menos un 50% nuestra producción actual, que oscila en torno a los 10 y 11 millones de m3 diarios”, cuantificó.
Mariano D´Agostino, vicepresidente comercial de la firma.
En cuanto a la cobertura regional, el experto habló de una integración dividida en tres etapas. “En estos momentos estamos en la instancia de llegar rápido, testear y ser 100% interrumpibles. La siguiente fase, con foco en Chile, debería apuntar a alcanzar una mayor firmeza estacional en el verano. Recién después se puede pensar en contratos de extensión anual que funcionen durante varios años, meta que requerirá inversiones de entre US$ 3.000 millones y US$ 4.000 millones”, proyectó.
Brasil, acotó, será un mercado clave para el GNL. “Allí nuestro recurso será más competitivo que el producido en el resto del mundo. La gran incógnita pasa por el bajo factor de carga que tendrán sus siete terminales, sobre todo en un comienzo. Se está viendo si Brasil tiene capacidad de contratar GNL en modo firme o no, pero definitivamente es el mercado al que llegaremos con los mejores costos”, remarcó.
Objetivo superador
La integración regional tiene que ser un objetivo que trascienda la coyuntura política. Así lo cree Gabriela Aguilar, Country Manager para la Argentina y VP para Latinoaméríca de Excelerate Energy. “Los sectores público y privado deben trabajar conjuntamente en la coordinación que necesita ese proceso”, afirmó.
Gabriela Aguilar, Country Manager para la Argentina y VP para Latinoaméríca de Excelerate Energy.
La región se encuentra en buena medida integrada, desde su óptica, no solamente en materia eléctrica, sino también mediante gasoductos capaces de transportar 660 millones de m3 diarios. “Por otro lado, hay 10 terminales de importación de GNL (siete en Brasil, dos en Chile y una en Argentina) que representan alrededor de 180 millones de m3”, agregó.
El valor del GNL, expuso, depende de cada país, cuyas características son muy diferentes. “La Argentina, por ejemplo, tiene una estacionalidad muy marcada. Hoy nuestra terminal está regasificando entre 18 y 20 millones de m3 para garantizarle una mayor seguridad energética al mercado. En el caso de Brasil, en tanto, el factor estacional está ligado a las fluctuaciones de la hidroelectricidad”, describió.
En toda la región, señaló, se observa una demanda gasífera contenida. “Necesitamos desarrollarla entre todos. Se precisa articular la producción de Vaca Muerta, eliminar los cuellos de botella técnicos y regulatorios, y armonizar los marcos normativos de Chile, la Argentina, Bolivia y Brasil”, enumeró.
“Hay una enorme oportunidad de crecimiento a partir de la consolidación de la Argentina como exportador del recurso. También se percibe un gran potencial de desarrollo en el GNL de menor escala, ya que la región no está totalmente conectada. En virtud de la cuestión ambiental, podrían convertirse todas las centrales que hoy están consumiendo carbón o combustibles líquidos”, completó.
EDP Renewables llega a FES Iberia 2025 como actor clave en la transición energética española. En representación de la compañía, estará Rocío Sicre, directora general para España, cuya presencia subraya el papel estratégico que España desempeña en la hoja de ruta de EDP en materia de energía limpia. Con el foco puesto en la descarbonización, la compañía mostrará sus avances en el desarrollo de hidrógeno, proyectos de energía híbrida, almacenamiento en baterías y acuerdos de compraventa de energía (PPA).
España es un mercado prioritario para EDP, donde más de 2.000 profesionales desarrollan soluciones energéticas innovadoras. La compañía opera con 4.586 MW de capacidad instalada, 53.067 kilómetros de redes eléctricas, 1,4 millones de puntos de suministro y suministra más de 11 TWh de electricidad y gas al año.
Hidrógeno verde: reconversión industrial y descarbonización regional
La producción de hidrógeno es un pilar fundamental de la estrategia de EDP en España. En Asturias, el proyecto Valle del H2 de Asturias está transformando la antigua central térmica de carbón de Aboño en un centro de hidrógeno renovable con 150 MW de capacidad de electrólisis, con el objetivo de reducir las emisiones de gases de efecto invernadero en un 99,98 % respecto a los escenarios de referencia.
La iniciativa reutiliza la infraestructura existente para reducir los costes de inversión, el impacto ambiental y agilizar la tramitación de permisos administrativos . Coordinada por H2 Aboño SA, se dirige a industrias con un alto consumo energético y ha recibido 18 millones de euros del Fondo de Innovación.
En el sur de España, el proyecto Green H2 Los Barrios replica este modelo en Andalucía. Ubicada en la antigua central térmica de carbón de Los Barrios, la nueva planta contará con 130 MW de electrólisis, logrando además una reducción de emisiones proyectada del 99,98 % . La reutilización de activos industriales permite, una vez más, un desarrollo eficiente y la optimización ambiental.
Soto de Ribera: hidrógeno integrado y almacenamiento a gran escala
En Soto de Ribera, EDP planea desarrollar un centro de referencia para el almacenamiento de energías renovables en el centro de Asturias . Los proyectos actuales incluyen una minicentral hidroeléctrica con hidrotornillos , un parque solar fotovoltaico y un sistema de almacenamiento de energía que combina baterías de iones de litio, RedOx y de segunda vida .
Además, EDP está explorando sistemas de almacenamiento de aire líquido y construirá una estación de repostaje de hidrógeno para el transporte sostenible. El emplazamiento también prevé probar turbinas de ciclo combinado para sustituir el gas natural por hidrógeno renovable, lo que posiciona a Soto de Ribera como un nodo clave para la transición energética.
Córdoba: reutilización de Puente Nuevo con energía solar y biomasa
En Puente Nuevo (Córdoba) , EDP planea instalar 300 MW de energía solar fotovoltaica terrestre y 50 MW de capacidad solar flotante en un embalse cercano. El proyecto también incluirá una planta de energía de biomasa , con el objetivo de reactivar la industria local y diversificar la matriz energética.
Estos proyectos demuestran la estrategia de EDP de adaptar las soluciones energéticas a cada región , maximizando la infraestructura existente y promoviendo la revitalización económica local.
Hibridación renovable: eficiencia mediante tecnologías co-ubicadas
EDP es la primera empresa en España en operar parques híbridos eólico-solares , con una capacidad combinada de 103,35 MW. Las instalaciones de Cruz de Hierro (Ávila, 28,75 MW) , Villacastín (Segovia, 28,2 MW) y Castillo de Garcimuñoz (Cuenca, 46,4 MW) integran sistemas fotovoltaicos en parques eólicos existentes.
Este modelo de hibridación aumenta la producción energética hasta en un 40%, aprovechando las conexiones a la red eléctrica existentes y minimizando el impacto ambiental . En conjunto, estos tres parques abastecen a 45.000 hogares y evitan la emisión de más de 70.000 toneladas de CO₂ al año.
EDP también opera dos parques híbridos en Portugal (63,2 MW) y uno en Polonia (124,5 MW), lo que eleva su capacidad instalada híbrida total en Europa a 300 MW.
Liderazgo global en PPA: 15 GW contratados en todo el mundo
A nivel global, EDP ha superado los 15 GWp en contratos de compraventa de energía (PPA) firmados , suministrando energía renovable a largo plazo a importantes clientes internacionales. Solo en 2024, la compañía firmó acuerdos con 15 clientes , lo que incrementó la capacidad contratada un 15 % interanual.
Más del 20% de estos contratos son para centros de datos, lo que responde a la creciente demanda de electricidad del sector tecnológico. Entre los acuerdos más destacados se incluyen 200 MWp con Microsoft en Singapur , 44 MWp con Amazon en Japón y 218 MW con una empresa tecnológica en España .
EDP también ha firmado múltiples contratos de suministro en Italia, Alemania, Francia y los Países Bajos, y posee 3,2 GW de capacidad en PPA solo para centros de datos , lo que refuerza su confiabilidad como proveedor de energía limpia.
Redes y cooperación: aceleradores de la transición
Con más de 400 ejecutivos y la participación de importantes compañías energéticas de Europa y Latinoamérica, FES Iberia 2025 volverá a ser un espacio clave para construir alianzas.
Este importante encuentro sobre energías renovables es conocido por su entorno de networking de alto nivel, donde se lanzan nuevos proyectos para reforzar la cooperación regional en materia de energías limpias.
Strategic Energy Corp (SEC) desarrolló con éxito el webinar “Innovación tecnológica de la fotovoltaica” y más de 400 profesionales del sector siguieron en vivo el panel inaugural titulado “Enfoque regional: Dinámicas de crecimiento y oportunidades en los mercados de Latinoamérica”.
Allí, cuatro líderes del sector renovable ofrecieron una visión profunda sobre las oportunidades y restricciones que enfrenta el desarrollo fotovoltaico en la región. La transición hacia proyectos solares híbridos, la integración de cada vez más baterías y nuevas iniciativas con hidrógeno verde, ya está en marcha.
Tal es el caso de Haitai Solar, fabricante Tier One de módulos fotovoltaicos con casi 20 años de trayectoria, que avanza además en soluciones integradas, con sistemas de baterías y producción eólica propia, mientras se prepara para lanzar la pipeline de hidrógeno más larga de China: “Será de 1037 km y estará operativa el próximo año”, reveló Gabriel Bustos, Regional Sales Manager de Haitai Solar, durante el evento.
Otro fabricante que asistió a este seminario virtual de SEC fue Solis, empresa especializada en inversores fotovoltaicos, con una apuesta centrada en soluciones adaptadas al contexto técnico y normativo local. Jorge Ospina, Service and Product Manager para Colombia de Solis, comentó que la empresa lanzó recientemente su solución MV Station de 3.6 MW ya instalada en Panamá, y una nueva línea de inversores híbridos trifásicos de hasta 125 kW como última novedad.
La consultora técnica 8.2 Group, de origen alemán, también dijo presente en el marco de su celebración por sus 30 años de trayectoria con 42 oficinas al rededor del mundo, incluyendo operaciones en Brasil desde 2016 y una reciente expansión a Argentina en 2023. Néstor Omar Cereijo, Socio Responsable para Argentina de 8.2 Group, destacó que están abocados exclusivamente “en Due Diligence Técnica”. Acompañamos desde la inspección de calidad en la ingeniería hasta el comisionamiento, evitando siniestros con una inversión menor al 1% del CAPEX de los proyectos.
Black & Veatch, con más de un siglo de experiencia global en ingeniería, procura y construcción, fue otra gran empresa en compartir su compromiso con la transición energética en la región en este webinar. Desde sus oficinas en Santiago de Chile, atiende Latinoamérica con soluciones que combinan conocimiento local y estándares técnicos de clase mundial. Para Ángela Castillo, Business Development Manager de Black & Veatch, “la estrategia es clara: soluciones integradas que respondan tanto a grandes centrales como a generación distribuida”. Entre sus hitos destaca la participación en el megaproyecto ACES Delta en Utah (EE.UU.), que producirá 100 toneladas de hidrógeno verde al día y almacenará 300 GWh en cavernas de sal, cuyo éxito pronto será replicado en un proyecto del que participa en la región.
Nuevas oportunidades en mercados clave
En cuanto a Chile, los Proyectos de Mediana Escala (PMGD) superaron los 3 GW instalados a fines de 2024, con más de 1000 MW adicionales reportados en construcción a inicios de 2025. “Han sido fundamentales para descentralizar la generación, pero hoy enfrentan congestión en redes y demoras en conexión”, advirtió Ángela Castillo de Black & Veatch. Indicando que también urge revisar el sistema de precios estabilizados, que hoy se encuentra “60% por encima del spot”.
En Colombia, las minigranjas solares de hasta 1 MW han dinamizado la generación distribuida. “Nuestra solución de tres inversores de 333 kW permite alcanzar ese umbral regulatorio con eficiencia en cableado y transporte”, explicó Jorge Ospina de Solis, aclarando que la empresa también desarrolla sistemas containerizados para conexión a media tensión, ampliando su oferta en respuesta a los desafíos técnicos propios del país.
Argentina presenta un contexto más complejo, aunque con señales positivas. “Con el sinceramiento tarifario, la generación distribuida empezará a escalar, sobre todo en parques industriales y grandes complejos”, afirmó Omar Cereijo de 8.2 Group. Pero aquello no sería todo, el ejecutivo valora de manera positivo iniciativas como el RIGI o la Resolución 725 emitida el 2 de junio por el Ministerio de Economía, que prioriza obras de transporte eléctrico esenciales, para destrabar proyectos de gran escala.
Complementando lo anterior, Gabriel Bustos de Haitai Solar, señaló que la empresa ampliará su oferta en la región. Anticipó que el próximo año entrará su gama de productos eólicos y nuevas baterías en respuesta a las nuevas demandas del mercado: “estamos participando en algunas propuestas de la licitación AlmaGBA, nos habrán hecho un par de cotizaciones, pero justamente quedó todo eso pausado por la incertidumbre”.
Regulación, inversión y almacenamiento
Los cuatro referentes empresarios llegaron a un claro concenso: el avance del sector solar requiere marcos regulatorios estables y planificación en infraestructura. En el caso de Colombia, la multiplicidad de operadores de red genera normativas fragmentadas. “No hay una ley homogénea que garantice condiciones claras de conexión”, observa Ospina.
Para proyectos de hidrógeno, la falta de regulación estructurada es una traba común en la región. “No existe una calificación ambiental clara ni plazos definidos para los proyectos”, señala Castillo. En Argentina, Cereijo agrega que “no tenemos ley de hidrógeno y eso deja fuera al sector del RIGI, lo cual es una gran oportunidad perdida”.
Aun así, las empresas avanzan con soluciones concretas. Black & Veatch presentó una herramienta digital basada en inteligencia artificial para optimizar el rendimiento de plantas solares y eólicas. Haitai, por su parte, desarrolla sistemas completos para el segmento industrial con gran potencial para cubrir la demanda de la minería. Y desde 8.2 Group, la apuesta está en la trazabilidad técnica con ensayos de electroluminiscencia, QR en componentes y protección ante arcos eléctricos.
El pasado miércoles se llevó a cabo el webinar gratuito “Innovación tecnológica de la fotovoltaica”, organizado por Energía Estratégica (unidad de Strategic Energy Corp), que congregó a compañías líderes para debatir los principales desafíos, avances y oportunidades que marcarán el rumbo del sector solar en la región.
El segundo bloque fue titulado “Innovación tecnológica: ¿Qué demandan los mercados solares y hacia dónde evolucionan las soluciones fotovoltaicas?”, en el que participaron referentes de EPSE San Juan, JA Solar, Gonvarri Solar Steel y 360Energy.
Durante el encuentro, el foco estuvo puesto en las tecnologías emergentes, la evolución de proyectos y soluciones solares, la optimización de estructuras, digitalización de procesos y el papel de la automatización en las centrales.
“Vemos que la tendencia de mercado es hacia paneles N-Type TOPCon, tecnología en la que se centra JA Solar. Y seguirá como tendencia hasta aproximadamente 2028 en casi 80% del mercado porque es un producto muy bien aceptado, tanto en precio, ventas, comportamiento y operación en LATAM”, sostuvo Victor Soares, líder del equipo técnico LATAM de JA Solar.
“Mientras que los principales desafíos para mayor inserción renovable la unión de la demanda con la oferta, la capacidad de transporte disponible, la estabilidad jurídica, económica y financiera de los países al considerar que son proyectos de capital intensivo, como también es relevante la actualización de normativas técnica, como por ejemplo para la implementación de sistemas de almacenamiento”, complementó Juan Pablo Alagia, gerente de desarrollo de proyectos y tecnología en 360Energy.
Además, los especialistas pusieron la mirada en la competitividad y complementariedad de las soluciones y eslabones que forman parte de la cadena de valor fotovoltaica en la región, de manera de una mejor integración en los parques solares y la vinculación con la demanda en el camino de la transición energética.
Tal es así que la Empresa Provincial Sociedad del Estado (EPSE) de San Juan está muy cerca de tener operativa su fábrica de paneles solares, que generará mayor valor agregado a la industria mediante el desarrollo de componentes en Argentina.
“Esperamos que esté en operación en septiembre. Tenemos un proveedor de tecnología que nos permite acceder a tecnología TOPCon e IBC, celdas de muy alta eficiencia (…) Y nuestra estrategia es crecer con insumos chinos a muy bajo precio, integrándonos en la cadena de valor hasta poder llegar al silicio, que permite modificar el precio del resto de los componentes”, detalló Lucas Estrada, presidente de EPSE.
Por el lado de Gonvarri Solar Steel, su gerente de desarrollo de negocios para Estados Unidos y LATAM, Javier Losada, reveló que las estructuras se adaptan a los diferentes módulos que hay en el mercado y a las condiciones climáticas y de suelo de los países, a fin de tener productos de calidad que brinden seguridad a los generadores.
“Tenemos que valorar muchos puntos a la hora de diseñar los trackers, como por ejemplo una posición de defensa en el control ante condiciones de granizo o cualquier condición climática extrema, o bien la corrosividad a fin de prevenir daño sobre los módulos y garantizar la vida útil de los proyectos. Pero cada país tiene una programación diferente”, mencionó Losada.
De ese modo, el webinar titulado “Innovación tecnológica de la fotovoltaica” hizo hincapié en las tendencias de mercado, retos y oportunidades para la evolución de la industria solar y cómo lograr mejores costos competitivos y mayor seguridad para toda la cadena de valor en el futuro.
Con una agenda cargada de contenido estratégico y técnico, el evento se perfiló como un espacio de referencia para todos los players de la región, tanto para aquellos que lo presenciaron en vivo como para las personas que deseen revivir el webinar a través YouTube y LinkedIn de Energía Estratégica / Strategic Energy Corp.
Parque Eólico Arauco inauguró ayer el Parque Eólico Arauco III (PEA III), sumando 99,4 MW de nueva capacidad al sistema eléctrico nacional y consolidando el liderazgo de La Rioja en energías limpias. A la ceremonia fue invitado el portal de noticias Energía Estratégica, junto a autoridades provinciales, directivos de la empresa y referentes del sector energético.
Con esta inauguración, el complejo Arauco alcanza un total de 250 MW de potencia eólica instalada, resultado de un crecimiento sostenido que posiciona al polo renovable de La Rioja como el mayor generador de energías renovables del norte argentino.
Además, durante el evento se confirmó el próximo paso estratégico: el inicio de la construcción de un parque solar de 50 MW en julio, que entraría en operación en abril de 2026, convirtiendo al complejo en el primer parque híbrido eólico-solar operativo del país.
«Comenzaremos prontamente, posiblemente el mes que viene, la construcción de los 50 MW del parque solar. Será el primer parque híbrido de la República Argentina», anunció el gobernador de La Rioja, Ricardo Quintela.
Un crecimiento continuo de más de una década
El gobernador Quintela remarcó el impacto estratégico de este crecimiento sostenido: «Esto visibilizará a La Rioja como pionera en innovación tecnológica aplicada a la generación de energía limpia, no contaminante», afirmó. Y agregó: «En este marco de crisis que vive el país, pondremos lo mejor de nosotros como provincia y como región del NOA para colaborar en la reconstrucción de la esperanza de nuestra gente».
El gobernador de La Rioja, Ricardo Quintela, en su intervención durante la inauguración del PEA III
El desarrollo del complejo Arauco comenzó en 2009 con la puesta en marcha del Parque Eólico Arauco I (PEA I), que incorporó una primera turbina bajo la iniciativa del gobierno provincial. Posteriormente, a través de licitaciones adicionales, se sumaron 23 aerogeneradores, alcanzando una capacidad total de 50,4 MW, que en su momento lo posicionaron como el parque eólico de mayor generación instalada del país.
En 2016, en el marco de la primera ronda del programa RenovAr, fue adjudicado el desarrollo del Parque Eólico Arauco II (PEA II). Esta segunda etapa fue financiada por PowerChina e incorporó 38 aerogeneradores modelo G114 de 2,625 MW cada uno, alcanzando una capacidad instalada de 99,75 MW. El parque opera con un factor de capacidad estimado del 39% y genera anualmente unos 340 GWh. A fines de 2022, el PEA II fue adquirido por la compañía Pampa Energía, en una de las operaciones más relevantes para el mercado energético regional.
Finalmente, el Parque Eólico Arauco III (PEA III), inaugurado ahora, sumó 99,4 MW adicionales con la instalación de 28 aerogeneradores Siemens Gamesa SG 3.4-132 de 3,55 MW de potencia unitaria. Esta nueva etapa opera con un factor de capacidad del 40%, permite una generación anual estimada de 350,4 GWh y contribuye a evitar la emisión de 142 mil toneladas de dióxido de carbono por año. La inversión total de esta fase alcanzó los 145 millones de dólares, financiados íntegramente con fondos propios.
La visión de la gestión empresarial
Parque Arauco fue distinguido durante tres meses de 2024 como el parque eólico más eficiente de Argentina, dentro de un universo de 67 parques eólicos en operación. «Fuimos los mejores, los más eficientes en la generación de energía limpia durante tres meses», destacó el gobernador Quintela, ante los aplausos del público presente.
Ariel Parmigiani, presidente de Parque Eólico Arauco
La incorporación de tecnología de última generación en el PEA III permitió maximizar el aprovechamiento del recurso eólico, reducir costos operativos y garantizar alta performance bajo diversas condiciones climáticas.
«La construcción de esta etapa es un cierre de ciclo muy importante para nosotros. Aquí estuvieron las personas que tomaron las decisiones y pusieron la fuerza y la voluntad para llevar adelante esta obra», destacó el presidente de Parque Eólico Arauco, Ariel Parmigiani.
Parmigiani recordó que el proyecto PEA III permitió cumplir un compromiso asumido tiempo atrás: «Hoy se cumplió una promesa del gobernador realizada hace un año y medio, y hoy se ven los frutos de ese trabajo».
El ejecutivo agradeció especialmente al personal técnico, a las empresas contratistas y a todos los actores intervinientes: «Todos los trabajadores de Parque Eólico Arauco y las empresas que nos acompañaron son quienes deben estar muy contentos, porque es un logro inmenso para Arauco, para la provincia, para Argentina y para el continente», subrayó.
Un modelo de gestión público-privada consolidado
Por su parte, el secretario de Energía de la provincia, Alfredo Pedrali, también resaltó el proceso de recuperación institucional de la empresa provincial: «Estamos emocionados por haber cumplido el compromiso tomado al principio de la gestión, de darle vuelta a esta empresa y hacerla lo que es hoy: una empresa pujante, reconocida por todo el sector, que nunca para de mejorar», sostuvo.
Pedrali valoró el trabajo coordinado de contratistas, empresas públicas, equipos jurídicos y autoridades provinciales que permitieron superar los obstáculos iniciales: «Cuando empezamos había muchos problemas; pero trabajando juntos logramos avanzar y llegar a este día, que representa una meta cumplida muy importante», remarcó.
El gerente general de la Empresa de Electricidad de Magallanes (Edelmag), Miguel Castillo, expuso recientemente en la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputados, en el marco de la discusión sobre el proyecto de ley que busca perfeccionar los Sistemas Medianos (SSMM – aquellos con una capacidad instalada inferior a 200 MW).
Si bien valoró positivamente el enfoque general de la propuesta, planteó reparos sobre la intención de introducir licitaciones de suministro a clientes regulados en regiones como Aysén y Magallanes, y esclareció sus puntos durante una entrevista con Energía Estratégica.
El ejecutivo explicó que la Comisión Nacional de Energía (CNE) ya realiza una planificación completa del sistema, que contempla una proyección de demanda a quince años y un plan de expansión óptimo para abastecer esa demanda. A partir de esta planificación se define un proceso tarifario para los siguientes cuatro años y se remunera la infraestructura necesaria.
En ese contexto, el proyecto de ley propone que la planificación no esté exclusivamente en manos de la CNE, sino que también incluya al Ministerio de Energía y a dos empresas de los sistemas medianos, además de contar con participación ciudadana.
A juicio de Edelmag, esta ampliación de actores es razonable, pero choca con la lógica de realizar licitaciones después de haber definido en conjunto el parque de generación óptimo. “Si ya estimaste la demanda, si ya estimaste la capacidad instalada necesaria para abastecer esta demanda, luego decir que se acerca una licitación de un bloque de energía agrega más incertidumbre al proceso más que ser una solución necesaria”, afirmó Castillo.
Cabe recordar que los SSMM operan sin ningún tipo de interconexión, lo que implica que cada uno funciona de forma aislada. En consecuencia, y a diferencia de los sistemas interconectados, se permite a una misma empresa operar en los tres segmentos de la cadena energética: generación, transmisión y distribución/comercialización. Esto genera condiciones específicas que, según Castillo, hacen inviable la aplicación de un modelo de licitación como el que se busca implementar.
La crítica central apunta a los contingencias regulatorias, ambientales y económicas que una licitación podría conllevar “Los sistemas medianos son regiones extremas, por lo que un riesgo es que una empresa adjudicada no consiga los permisos necesarios o el financiamiento, o tenga cualquier otro problema por el que deba desestimar el proyecto”, sostuvo Castillo.
“¿Qué pasa si no construye el proyecto y no cumple? ¿Qué tendrá que abastecer esa demanda? Se le pedirá a la operadora principal y se deberá tratar de cubrir la demanda con otras fuentes. Por ello no tiene sentido una licitación de suministro en mercados tan pequeños como en los SSMM”, agregó.
En este sentido, Edelmag propone utilizar un mecanismo ya existente y probado dentro del modelo regulatorio: el proceso interperiodo, que permite actualizar la planificación cuando se detecta un crecimiento inesperado en la demanda.
“La CNE puede revisar el plan y convocar a empresas para presentar nuevos proyectos candidatos, lo que evita los riesgos asociados a una licitación abierta en mercados tan pequeños y estratégicos”, aseguró el gerente general de la Empresa de Electricidad de Magallanes.
En paralelo, reconoció que el ingreso de tecnologías de almacenamiento podría ofrecer nuevas alternativas operativas para enfrentar la variabilidad de las energías renovables. Actualmente, la región de Magallanes presenta un consumo energético distribuido en partes iguales entre usuarios residenciales y comerciales-industriales, con una mayor participación de fuentes renovables durante la noche, por lo que se podrían cargar las baterías durante la noche para despacharlas en horario diurno cuando haya máxima demanda.
Sin embargo, advirtió que el modelo tarifario actual no reconoce a las baterías, obligándolas a competir como unidades generadoras, sin acceso a servicios complementarios y, por tanto, dicha limitación debe ser considerada en cualquier rediseño normativo que pretenda modernizar estos sistemas.
Proyectos renovables en zonas extremas
En línea con sus planes de descarbonización, Edelmag, actualmente una generadora 100% térmica, está avanzando en diversos proyectos de energía renovable en zonas extremas del sur del país.
El más avanzado se ubica en Puerto Williams, donde proyectan la instalación de una central hidroeléctrica de pasada de 1 MW, capaz de cubrir el 70% de la demanda local, hoy abastecida en su totalidad con diésel. El proyecto ya se encuentra en el Sistema de Evaluación Ambiental y espera responder las observaciones antes del 31 de julio, con la meta de obtener el permiso en 2025 y que sea reconocido en el proceso tarifario de 2026, para su construcción entre 2026 y 2027.
En paralelo, la compañía trabaja en dos proyectos eólicos, uno en Punta Arenas, donde ya se cuentan con estudios de viento y desarrollo de ingeniería básica, y otro en Puerto Natales, en etapa de medición de recurso. Ambos incluirían aerogeneradores de 5 MW y se analiza la incorporación de sistemas de baterías para mitigar la variabilidad inherente a las fuentes renovables.
Durante la Exhibición Internacional de Energía Solar e Inteligente SNEC, TÜV SÜD entregó oficialmente a Solis las Declaraciones Ambientales de Producto (EPD, por sus siglas en inglés) para su serie de inversores comerciales de Sexta Generación, S6-GC(80–125)K.
Este hito, junto con la reciente publicación del Informe ESG 2024 de Solis y su inclusión en la plataforma EcoVadis, representa una muestra clara y continua del compromiso proactivo de la empresa con la sostenibilidad.
El Sr. Xu Hailiang, vicepresidente de TÜV SÜD Smart Energy, entregó oficialmente los certificados al Sr. Sandy Woodward, Director General de Solis para Europa.
Las EPDs están desarrolladas conforme a los estándares internacionales ISO 14025 y EN 15804, y ofrecen una evaluación detallada del impacto ambiental de un producto a lo largo de todo su ciclo de vida: desde la extracción de materias primas y la producción, hasta la distribución, el uso y el reciclaje o disposición final. Al revelar información cuantificada sobre el impacto ambiental, estas declaraciones permiten a compradores y usuarios tomar decisiones de adquisición más informadas y sostenibles.
Al respecto, Woodward comentó:
“En el panorama energético actual, dinámico y competitivo, es fundamental ser transparentes sobre nuestros procesos de fabricación y cadena de suministro. En Solis, estamos comprometidos con apoyar a nuestros clientes en Europa, y ofrecer certificaciones EPD es una de las muchas formas en que demostramos nuestra convicción en la sostenibilidad y el abastecimiento ético.”
La disponibilidad de estas certificaciones forma parte de una estrategia más amplia de transparencia corporativa y sostenibilidad de Solis. La reciente publicación del Informe ESG Corporativo 2024 refuerza aún más el enfoque de la empresa en el desempeño ambiental, social y de gobernanza en todos los niveles de su operación.
Solis continúa impulsando la innovación tecnológica en energías limpias, convencido de que la tecnología es el vehículo que nos permitirá avanzar hacia un futuro energético más verde.
Desde noviembre de 2024, Solis ha obtenido la calificación “Committed” por parte de EcoVadis, en reconocimiento a su desempeño sobresaliente en criterios clave de sostenibilidad. EcoVadis es una de las plataformas más confiables a nivel mundial para la evaluación de sostenibilidad empresarial, con análisis independientes que abarcan áreas como prácticas medioambientales, derechos laborales y humanos, ética y adquisiciones responsables. Fundada en Francia en 2007, EcoVadis se ha consolidado como líder global en calificaciones de sostenibilidad corporativa.
JinkoSolar anunció hoy su reconocimiento como el Mejor Productor General en el Informe del Índice de Módulos Fotovoltaicos (PVMI) 2025 del Centro de Pruebas de Energía Renovable (RETC). Este es el sexto año consecutivo que JinkoSolar obtiene esta distinción, consolidando su liderazgo en la industria solar.
El PVMI del RETC evalúa los módulos durante un período de 12 meses utilizando protocolos de prueba avanzados que superan la certificación. Realizadas en laboratorios de vanguardia bajo condiciones auditadas y controladas, estas pruebas garantizan que solo los módulos más confiables y de alto rendimiento reciban el reconocimiento de Mejor Productor General.
El premio al Mejor Productor General reconoce la excelencia en las tres categorías del PVMI: confiabilidad, rendimiento y calidad, ofreciendo a los desarrolladores de proyectos, propietarios, financiadores, aseguradores e ingenieros la garantía fundamental de que estos módulos ofrecerán resultados consistentes y confiables en sus operaciones comerciales.
“Obtener este reconocimiento año tras año refleja nuestra incansable dedicación a la calidad”, afirmó Nigel Cockroft, director general de JinkoSolar (EE. UU.) Inc. “Además de nuestro sólido desempeño en otros índices clave de bancabilidad —el número 1 entre 40 fabricantes en la lista global de fabricantes de módulos solares de Wood Mackenzie, la calificación AAA en el Informe de Bancabilidad ModuleTech de PV Tech y el único fabricante calificado como bancable por el 100 % de los participantes en la Encuesta de Bancabilidad de Módulos Fotovoltaicos de BNEF—, este logro subraya por qué los clientes siguen depositando su confianza en JinkoSolar”.
“Nos enorgullece reconocer a JinkoSolar con nuestra máxima distinción por sexto año consecutivo”, declaró Cherif Kedir, presidente y director ejecutivo de RETC. Para ser reconocido como uno de los fabricantes con mayor rendimiento en el Informe del Índice de Módulos Fotovoltaicos (FV), los fabricantes deben completar el riguroso programa de evaluación de bancabilidad del RETC y destacar en múltiples secuencias de prueba y disciplinas. Los consistentes resultados anuales de JinkoSolar demuestran un compromiso excepcional con la fiabilidad, el rendimiento y la calidad.
Acerca de JinkoSolar
JinkoSolar es uno de los fabricantes de módulos solares más grandes e innovadores del mundo. JinkoSolar distribuye sus productos solares y vende sus soluciones y servicios a una diversificada cartera internacional de clientes de servicios públicos, comerciales y residenciales en China, Estados Unidos, Japón, Alemania, Reino Unido, Chile, Sudáfrica, India, México, Brasil, Emiratos Árabes Unidos, Italia, España, Francia, Bélgica, Países Bajos, Polonia, Austria, Suiza, Grecia y otros países y regiones.
El peso que en los últimos años adquirió la generación de energía renovables en Chile sobre el total de la matriz transformó las condiciones en que ese mercado requiere el gas natural argentino, que si bien puede resultar económico y confiable, debe adaptarse a la nueva realidad para avanzar hacia contratos de largo plazo.
En el cierre del Midstream & Gas Day organizado por Econojournal, el futuro del mercado del gas fue el eje del análisis de Luis Le-Fort Pizarro, manager Energy Management de la generadora chilena Colbún; Diego Hollweck, gerente general de Generadora Metropolitana; y Leandro Colosqui, CFO de la transportadora GasAndes.
A las puertas de un posible punto de inflexión en la nueva etapa del vínculo gasífero entre ambos países, Le-Fort Pizarro consideró que el gas argentino puede seguir atendiendo el mercado de generación de Chile, pero debe atender y adaptarse a la lógica energética de las nuevas energías.
Luis Le-Fort Pizarro, Energy Management Manager de Colbún
“El gas tiene importantes desafíos porque la generación renovable en Chile alcanzó un desarrollo muy grande, muy competitivo en precio y en particular en la hora sol que es su mayor recurso, y está buscando ampliar ese desarrollo a través de soluciones de almacenamiento que desafían un suministro de 24/7, como puede ser el gas, por lo que contratarse a largo es complicado”, dijo Le-Fort Pizarro.
En similar sentido, Hollweck coincidió en que el mercado eléctrico trasandino “necesita flexibilidad en los volúmenes, en las condiciones de despacho, porque es un mercado que cambia casi horariamente. Entonces esa flexibilidad que se requiere en una negociación libre entre comprador y vendedor es lo que está faltando aún en el marco regulatorio, para poder acordar las mejores condiciones para ambas partes. Hoy el mercado existe, la infraestructura está, pero con esa liberación se encontrarían las condiciones para hablar de contratos a tres o más años”.
Para Colosqui hay una demanda de 10 MMm3/d promedio de la cual la mitad se “apuntana cada vez más (se vuelve cada vez más flexible), por lo que toda la estructuración contractual que fue pensada para ciclos combinados y transporte firme como un ladrillo ya no es así. Es ahí donde esa flexibilidad tiene un costo porque hoy se está topeando el límite de la capacidad de todo el sistema de transporte porque algunas cuantas horas del día la demanda no está pudiendo traer el gas de Argentina que quisiera”.
El CFO de GasAndes agregó que ante la particularidad que está tomando la demanda de los offtakers chilenos, “el gasoducto puede expandirse por mayor compresión o por loops y esos costos no serían muy distintos respecto de la tarifa actual”, pero más allá de obras insistió en que “en los próximos dos años muchos de los contratos que originaron la infraestructura actual van a tener que ser revisados para buscar un producto que permita viabilizar a la demanda chilena lo que necesita, con contratos que permitan traer gas de Argentina, pero con algún seguro de regasificiación”.
Leandro Colosqui, CFO de GasAndes
Sobre ese punto el gerente de Generadora Metropolitana consideró que hoy se está trabajando con contratos que son herencia de un modelo de negocios anterior básicamente plano. El mercado no funciona de esa manera y va para un mercado donde va a ser todavía más empuntado, en el que necesitamos gas de las 19 de la tarde a las 23 de la noche durante algunos meses del año”.
“Entonces la propuesta es ver cómo podemos trabajarlo y aún viendo los precios de la energía en el mercado spot, que estos días estuvieron arriba de 300 dólares en ese rango horario, estamos dispuestos a compartir ese valor, pero la estructura contractual no lo permite y claramente lo que quisiéramos es combinar el pago de infraestructura de gasoducto con la regasificación de manera de bajar nuestra póliza de seguro contra el posible corte”, reseñó Hollweck.
En el cierre, Le-Fort Pizarro insistió en la necesidad de “que el gas sea flexible, pero no pagando infraestructura porque el sistema está desafiado por más renovables y baterías que van a llegar de aquí al fin de 2026, cerca de 5000 Mw de almacenamiento que van a tomar parte de la demanda nocturna que el gas y las térmicas estaban dando”. Pero se abre la oportunidad de mirar hacia otras regiones que no sean el centro de Chile que permitirían hablar de crecimiento de volúmenes utilizando otras estructuras existentes”.
Diego Hollweck, gerente general de Generadora Metropolitana
El proyecto Eco-Refinerías del Sur para producir combustible de aviación sostenible en Chubut contará con el respaldo de Axens, un proveedor global de tecnologías y servicios para la producción de combustibles limpios. La iniciativa se inscribe en la demanda de alternativas sintéticas que se está gestando en la aviación internacional en general y la europea en particular para reducir sus emisiones de CO2.
GreenSinnergy GmbH, una empresa alemana especializada en el desarrollo de proyectos sustentables, y Axens firmaron un memorándum de entendimiento para explorar el desarrollo de proyectos de combustible de aviación sostenible (SAF por sus siglas en inglés) en la Argentina y en toda América Latina.
El acuerdo establece que GreenSinnergy liderará el desarrollo de los proyectos, mientras que Axens actuará como licenciante oficial de tecnologías clave, incluyendo la captura de CO2, la purificación de hidrógeno, la síntesis Fischer-Tropsch y la mejora del queroseno y nafta finales.
La alianza se centrará inicialmente y priorizará el desarrollo del proyecto Eco-Refinerías del Sur (ERS) en Chubut. La iniciativa, liderada por GreenSinnergy GmbH junto a los especialistas argentinos Ismael Retuerto y William Hughes, había sido presentada formalmente en diciembre en el Senado de la Nación con el acompañamiento del gobernador del Chubut, Ignacio «Nacho» Torres.
«Este proyecto viene a reunir condiciones o particularidades muy especiales a partir del extraordinario recurso eólico de la Patagonia, de la disponibilidad de tierra, disponibilidad de infraestructura en una provincia como Chubut, con lo cual estamos convencidos que es un proyecto no sólo para Argentina sino para América del Sur y ceñero en materia de e-fuels y de SAF sintético», dijo Retuerto ante una consulta de EconoJournal.
Proyecto en Chubut
El proyecto ERS busca producir combustibles sintéticos de aviación a partir de la producción de hidrógeno verde. La alianza con Axens incluye la búsqueda de inversores para dar inicio a la construcción de la primera etapa del proyecto, que contempla una capacidad de producción de 100.000 toneladas anuales de SAF.
La primera etapa contempla la construcción de 750 MW de potencia eólica, que se podría ampliar en etapas sucesivas llegando hasta los 2.500 a 3.000 MW de generación, desarrollados con la menor distancia posible entre los sitios de alto potencial eólico registrado y la zona costera óptima para los procesos de desalinización, electrólisis, procesos de FT y puerto de despacho.
La inversión necesaria para la primera etapa es del orden de US$ 2500 millones. La capacidad de producción luego puede ser ampliada hasta 500.000 toneladas anuales en restantes etapas ya que se cuenta con disponibilidad de terrenos para dicha escalabilidad.
El proyecto asume la condición de funcionamiento Off Grid (fuera de red) en su mayor demanda energética y una conexión de soporte adicional desde el SIN en extra Alta Tensión.
La energía eólica será la principal fuente energética, que combinada con agua de mar desalada alimentará el proceso de electrólisis para la obtención de hidrógeno verde y el posterior proceso de generación del combustible, mediante la combinación con CO2 a través del proceso Fischer-Tropsch.
Dada las limitaciones de fuentes de CO2 de origen biogénico en la región, GreenSinnergy analiza la posibilidad de utilizar tecnologías de captura directa de CO2 del aire (DAC) en combinación con tecnologías de captura de CO2 de fuentes industriales regionales, asegurando que la producción del combustible cumpla con lo establecido en el Reglamento Delegado 1185/2023 de la Unión Europea.
A través de la resolución 261/2025, la Secretaría de Energía fijó en $ 1.276.874 por tonelada el precio mínimo de adquisición del biodiesel destinado a su mezcla obligatoria con gasoil en el marco de lo dispuesto por la Ley 27.640 (Biocombustibles).
Rige para las operaciones a llevarse a cabo durante el mes de junio de 2025 y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.
El plazo de pago del biodiesel no podrá exceder, en ningún caso, los 7 días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente.
El Instituto Petroquímico Argentino (IPA®) llevó adelante una nueva edición de la Jornada de la Industria Petroquímica, bajo el lema “El desafío de la competitividad. Cómo impulsar una industria petroquímica más eficiente, moderna y resiliente”, en el Auditorio del Centro Cultural de la Ciencia (C3), en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.
Guillermo Petracci, director de Unipar Argentina y presidente de la Jornada en esta edición, destacó que “Las oportunidades para nuestro sector requieren que cambiemos el enfoque. Somos parte de la solución a los desafíos del desarrollo. Hay mucho que podemos mejorar desde la gestión, la eficiencia, la inversión en procesos y en personas. Lo que hagamos hoy puede definir el lugar que va a ocupar nuestro sector petroquímico en los próximos 20 años”.
A lo largo de los distintos paneles, se compartieron conceptos y reflexiones que dejaron en evidencia los principales desafíos y oportunidades del sector petroquímico:
En el panel 1, denominado “Claves Económicas para una Industria Competitiva”, participaron Diego Coatz, de la Unión Industrial Argentina (UIA); Pablo Giorgi, de OPIS (Dow Jones); y Jorge de Zavaleta, de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica de la República Argentina (CIQyP®), como moderador del espacio. Se analizaron los factores macroeconómicos, productivos y globales que inciden en la competitividad del sector.
Giorgi presentó un diagnóstico del escenario internacional marcado por sobreoferta y presión en los márgenes, subrayando que la competitividad seguirá dependiendo del acceso a materias primas baratas, donde Argentina tiene ventajas naturales. Mientras que, Coatz, destacó la necesidad de consolidar el orden macroeconómico y avanzar en una agenda micro que reduzca el costo argentino, potencie la productividad, promueva la inversión en infraestructura y modernice el sistema tributario y laboral, colocando al desarrollo industrial como motor clave del crecimiento sostenido.
El panel 2, titulado “Del Algoritmo de la Inteligencia Artificial al Impacto Competitivo Real”, fue coordinado por Sandra Urrutia, de YPF Química; y expusieron Dorlysu Moreno, Julieta Suárez, Mora Puricelli y William Pilaszek, todos integrantes de YPF. Los panelistas mostraron cómo la inteligencia artificial ya está transformando procesos industriales clave en áreas como logística, entrenamiento y planificación operativa. Se presentaron herramientas como Gema, un entrenador virtual para contratistas, y Optimax, una plataforma de optimización en tiempo real que permite alinear operaciones con objetivos económicos y energéticos. Se destacó el rol central de las personas en esta transformación, y la necesidad de fomentar habilidades digitales.
El panel 3, “Resiliencia Climática de la Infraestructura Industrial”, fue coordinado por Rodrigo Pontiggia, experto en gestión ambiental y adaptación climática, y contó con las exposiciones de Inés Camilloni (CIMA, UBA–CONICET) y Juan Pablo Sitá, especialista en Gestión de Riesgos y en Salud, Seguridad y Medio Ambiente.
Se abordó la necesidad urgente de incorporar estrategias de adaptación ante el cambio climático en la planificación industrial, poniendo énfasis en el conocimiento científico actualizado, el análisis de riesgos climáticos locales y la preparación operativa frente a eventos extremos en un contexto donde las amenazas climáticas ya impactan de forma directa sobre la productividad y la seguridad de las operaciones.
En el panel 4, “Impulsando la Competitividad desde la Ciencia y la Tecnología”, la conversación estuvo guiada por Gabriel Rodríguez Garrido, director ejecutivo del IPA®, y en formato entrevista, expusieron Darío Genua, secretario de Innovación, Ciencia y Tecnología de la Nación, y Daniel Salamone, presidente del Directorio del CONICET.
Genua subrayó que el desarrollo de los recursos humanos es un factor clave para el crecimiento industrial, y que deben articularse esfuerzos entre el Estado y el sector privado. También remarcó que esto implica hacerlo con innovación, educación y tecnología, y destacó el carácter transversal de la petroquímica en todas las cadenas estratégicas del país.
Por su parte, Salamone sostuvo que la transformación productiva e industrial que demanda nuestro país requiere una apuesta decidida por el conocimiento científico como motor estratégico del desarrollo. Desde el CONICET se impulsa una articulación entre el sistema científico-tecnológico y el sector productivo, con el objetivo de generar innovación con impacto real.
El panel 5, “Materias primas competitivas para el desarrollo de la industria”, fue moderado por Pablo Popik, de Compañía MEGA S.A., y tuvo como expositores a Juan Ignacio de Urraza (Transportadora de Gas del Sur – TGS), Jorge H. Foglietta (J.H. Foglietta Consulting LLC), Fernando Ahuad (PetroCuyo) y Bernardo Novis Ribeiro (Braskem).
A partir del potencial de Vaca Muerta, se analizó la oportunidad única que tiene la industria petroquímica Argentina de acceder a gas rico en líquidos como etano y propano, esenciales para la expansión de la cadena de valor. Se destacó la necesidad de escalar el desarrollo del midstream, adoptar modelos logísticos eficientes y generar alianzas regionales para industrializar localmente o exportar esos recursos.
En el panel 6, “La sustentabilidad es competitividad”, Pablo Leidi, director de Sustenomics y fundador de ComunicaRSE, entrevistó a Sebastián Bigorito, director general y CEO del Consejo Empresario Argentino para el Desarrollo Sostenible (CEADS).
La conversación giró en torno a cómo la sostenibilidad dejó de ser una agenda de nicho para convertirse en un factor estratégico de competitividad, cada vez más exigido por regulaciones, mercados y financiamiento internacional. Bigorito advirtió sobre los impactos de la nueva geopolítica en la agenda climática y el trilema energético, y subrayó la necesidad de pasar de una transición energética aspiracional a una pragmática.
Finalmente, en el “Panel de CEOs”, la Jornada concluyó con las reflexiones estratégicas de cinco figuras clave del sector: Guillermo Petracci (Unipar), Tomás Córdoba (Compañía MEGA S.A.), Javier Sato (PetroCuyo), Marcos Sabelli (Profertil S.A.) y Matías Campodónico (Dow Latin America). La moderación estuvo a cargo de Jorge de Zavaleta (CIQyP®).
Todos coincidieron en la necesidad de fortalecer la competitividad desde adentro de las organizaciones, a través de eficiencia operativa, innovación, transformación cultural y liderazgo técnico. También destacaron la oportunidad estratégica que representa Vaca Muerta y la disponibilidad de recursos energéticos y tecnológicos para relanzar inversiones.
El cierre de la Jornada estuvo a cargo de María Florencia Rodríguez Mandrini, de YPF S.A., como presidente del Instituto Petroquímico Argentino (IPA®). Destacó que la competitividad del sector ya no puede medirse solo por la eficiencia operativa, sino que implica también sostenibilidad, innovación, colaboración y visión de largo plazo.
Subrayó que el IPA® continuará siendo un espacio de diálogo, conexión e impulso para el desarrollo de una industria petroquímica que evoluciona integrando ciencia, tecnología, talento y compromiso intergeneracional.
Acerca del IPA®
El Instituto Petroquímico Argentino es una institución privada sin fines de lucro, cuyos objetivos fundamentales son: La promoción de la investigación tecnológica aplicada. La realización de estudios y análisis sectoriales. La capacitación de técnicos y profesionales para la actividad petroquímica, y la realización de otros servicios que apuntan al desarrollo de la petroquímica.
La estructura societaria del IPA® es única, pues son sus miembros empresas públicas y privadas, de producción, distribución, comercialización, ingeniería, instituciones universitarias y de investigación y profesionales independientes. Su actual director ejecutivo es Gabriel Rodriguez Garrido.
Cubrir el aumento histórico de la demanda de electricidad en EE. UU., liderado por los centros de datos, requerirá energía eólica y solar, recursos de los que el presidente Donald Trump está alejando al país, afirmaron ejecutivos energéticos y miembros del Congreso durante la Cumbre Energética organizada por el sitio POLITICO, en Washington el martes 10 de junio.
“Si no son las energías renovables, ¿qué va a ser?”, dijo John Ketchum, CEO de NextEra Energy, la compañía eléctrica con sede en Florida.
Pero el argumento de que las energías renovables y el almacenamiento en baterías pueden implementarse no ha hecho que la Casa Blanca se aparte de una agenda que ancla la red eléctrica al carbón y al gas natural y revierte el rumbo en la tecnología de energía limpia. En la cumbre de POLITICO, ejecutivos de la industria y miembros del Congreso dijeron que el enfoque energético respaldado por Trump y los republicanos conservadores está dificultando el suministro energético a las empresas tecnológicas de IA de Silicon Valley mientras compiten contra China.
“El presidente está a cargo”, dijo Jarrod Agen, director del Consejo Nacional de “National Energy Dominance Council” creado por Trump. “El presidente no se ha centrado en la eólica y la solar”.
Algunos de los participantes en la cumbre de POLITICO lamentaron que la aversión de Trump a fuentes distintas de los combustibles fósiles y los reactores nucleares socave otro objetivo de Trump: reducir los precios de la energía.
“Estamos en un entorno de oferta limitada y de demanda creciente”, dijo Martin Heinrich, miembro de mayor rango del Comité de Energía y Recursos Naturales del Senado. “Las facturas de electricidad de la gente en todo el país van a subir. Lo que puedo garantizarles es que en las próximas elecciones y en las siguientes, los republicanos serán responsables del aumento de los precios de la energía”.
El senador republicano de Utah, John Curtis, dijo que se deberían realizar cambios a un proyecto de ley sobre impuestos, energía y seguridad aprobado por la Cámara de Representantes que reduciría rápidamente los créditos fiscales a la inversión y producción incluidos en la ley climática de los demócratas de 2022, lo que podría llevar a la cancelación de importantes proyectos energéticos e industriales.
“Los inversores han invertido miles de millones de dólares basándose en las reglas del juego, y hay empleados que han planificado sus carreras en función de estas cosas”, dijo Curtis.
Si EE. UU. quiere ser dominante en energía, dijo Curtis, “no destruyamos nada de eso”.
La industria tecnológica también instó el martes a los republicanos a realizar cambios específicos al megaproyecto de ley que ahora está en el Senado. En una carta dirigida al líder de la mayoría del Senado, John Thune (republicano por Dakota del Sur), la Coalición de Centros de Datos —un grupo comercial que incluye a Microsoft, Google, Amazon Web Services y otros— pidió un “enfoque pragmático” para ayudar a alimentar los centros de datos.
“A medida que la demanda de servicios de centros de datos sigue aumentando, el acceso oportuno a energía asequible y confiable es y seguirá siendo el desafío principal para la industria”, decía la carta. “Con cambios reflexivos y específicos en [la legislación], EE. UU. puede mantener su liderazgo en IA, al mismo tiempo que se compromete con una responsabilidad fiscal a largo plazo”.
La industria tecnológica pide ampliar el plazo que tienen las empresas para recibir créditos fiscales “tecnológicamente neutros”. Según la Ley de Reducción de la Inflación, muchos de estos créditos podrían reclamarse hasta 2032. Pero incluso con el apoyo de los republicanos moderados del Senado, no está claro cuánto se podrá reintroducir en el proyecto de ley de la Cámara mientras los líderes del Congreso presionan para su aprobación el próximo mes.
Mientras tanto, desde que asumió el cargo, Trump ha ordenado que las envejecidas centrales eléctricas de carbón y gas sigan operando. “Necesitamos mantenerlas funcionando hasta que tengamos el resto de los recursos en línea”, dijo el representante Brett Guthrie (republicano por Kentucky), presidente del Comité de Energía y Comercio de la Cámara de Representantes.
Trump ha ordenado al Departamento de Energía (DOE) que analice el impacto del cierre de plantas en la confiabilidad eléctrica, un preludio de más órdenes de emergencia para mantenerlas en funcionamiento. Ketchum de NextEra dijo que mantener abiertas las plantas de carbón por más tiempo no “haría mella” en la demanda proveniente de los centros de datos, la fabricación avanzada, los autos eléctricos y otros sectores de la economía.
Un informe del Laboratorio Nacional Lawrence Berkeley del DOE en diciembre estimó que la demanda de los centros de datos podría aumentar hasta el 12% del consumo total de electricidad en 2028, casi el triple de lo que es hoy. Otras estimaciones sitúan el aumento total de la demanda eléctrica de EE. UU. en hasta un 25% para 2030.
El gas natural ha sido un foco de la administración. Pero tampoco es una solución a corto plazo para el crecimiento de la demanda.
Scott Strazik, director ejecutivo de GE Vernova, que construye grandes turbinas de gas, dijo a una conferencia de inversores el mes pasado que su cartera de pedidos de turbinas para entrega en 2028 se está llenando y otros pedidos están programados para 2029 y 2030. El precio de esas turbinas de gas también ha subido significativamente.
Las nuevas plantas nucleares, otra opción para alimentar centros de datos, están mucho más lejos en el horizonte.
Los líderes tecnológicos estadounidenses, comprometidos a reducir el impacto de sus centros de datos en las emisiones de gases de efecto invernadero, dicen que alimentarán los centros de datos con gas natural pero también invertirán en energía renovable para compensar sus emisiones de carbono.
John Bistline, gerente senior de programas del Instituto de Investigación de Energía Eléctrica (EPRI), dijo en una entrevista que recortar los incentivos fiscales para proyectos de energía limpia podría reducir la inversión hasta a la mitad. Pero dijo que el despliegue de energía eólica y solar junto con el almacenamiento crecería, aunque a un ritmo más lento.
Los analistas no han determinado cómo afectarían los fuertes aranceles al acero, el aluminio y otros componentes de la infraestructura energética a la expansión de la generación.
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El mapa de la producción petrolera en Argentina continúa su transformación, con el crecimiento sostenido del shale oil en Vaca Muerta y la persistencia de los históricos yacimientos convencionales. Abril de 2025 ofrece una radiografía actualizada del sector, donde cinco bloques concentran el 42% del total extraído en el país. El ingeniero y consultor independiente Fernando Salvetti, reconocido por su experiencia en la industria y el ámbito académico, elaboró su «Top 5 Blocks» de la producción nacional, revelando el peso creciente de Vaca Muerta, aunque sin desestimar el aporte clave del «petróleo viejo». El podio lo encabeza Loma Campana, operado […]
La intendenta Roxana Fernández detalló los planes y desafíos que enfrenta la ciudad rionegrina ante el avance del oleoducto Vaca Muerta Sur, que convertirá a Punta Colorada en una salida estratégica para el crudo no convencional. Sierra Grande sueña con el boom exportador vinculado a Vaca Muerta. “La foto de Sierra Grande ya cambió”. La frase pertenece a la intendenta de Sierra Grande, Roxana Fernández, quien destacó el impacto que ya está generando la construcción del oleoducto y la terminal de exportación en Punta Colorada. La obra, clave para el desarrollo del sur de Vaca Muerta, ya comenzó a modificar […]
La inversión de USD 600 millones permitirá despachar hasta 300.000 barriles por día y recibir buques de gran calado como los Suezmax. La empresa Oiltanking Ebytem (OTE), operadora de la terminal de exportación de crudo de Puerto Rosales, inauguró este martes una ambiciosa obra de ampliación que demandó una inversión cercana a los 600 millones de dólares y que permitirá acompañar el crecimiento de Vaca Muerta y los volúmenes proyectados por el sistema de transporte de Oldelval. La obra permitirá incrementar la capacidad de exportación de petróleo argentino en 300.000 barriles diarios, lo que equivale a unos 8.000 millones de […]
El director de G&G Consultants evaluó el nuevo escenario de la industria hidrocarburífera en el Golfo San Jorge tanto con sus campos maduros como con el shale gas. Daniel Gerold, una de las voces más escuchadas por la industria del Oil & Gas, participó del foro “Energía Chubut 2050: Tierra de Futuro”, que se realizó en Buenos Aires con referentes del sector empresario y político, donde mencionó las aristas que deben ajustarse para que los campos maduros de la cuenca del Golfo San Jorge tengan una nueva oportunidad. El director de G&G Consultants mencionó que el contexto actual está marcado […]
El municipio trabaja en una vía alternativa junto a un desarrollo privado, para desviar el tránsito pesado de la ciudad. Al posicionarse como el Corazón de Vaca Muerta, Añelo atraviesa serios problemas de tránsito. «El vecino que tiene que venir hasta el hospital tiene que cruzar dos rutas y en horario pico es complicado», indicó el intendente de Añelo, Fernando Banderet. Por eso, anunció en las 12° Jornadas de EnergíaOn del Diario RÍO NEGRO que están trabajando en una ruta alternativa, con la colaboración de un privado. «Estamos junto a otro desarrollo privado generando otro tipo de circunvalación, que queremos […]
“Esta adquisición redefine el tamaño y el potencial de la compañía. Nos obliga a repensar el futuro con una escala completamente diferente”, dijo el El director de operaciones de la compañía, Matías Weissel. Vista, la petrolera independiente dirigida por Miguel Galuccio, dio un paso estratégico con la adquisición del 50% del bloque La Amarga Chica que pertenecía a Petronas (Pepasa), una operación valuada en USD 1.500 millones que consolida a la empresa como una de las principales productoras de Vaca Muerta. El director de operaciones de la compañía, Matías Weissel, brindó detalles sobre el impacto de esta adquisición y los […]
La Secretaría de Energía aprobó nuevas tarifas máximas aplicable a los cargadores por el servicio de transporte de hidrocarburos líquidos efectuado a través de los oleoductos operados por Oldelval, que atraviesan las provincias de Neuquén, Río Negro, La Pampa y Buenos Aires, que tendrán una vigencia de cinco años. Se trata de los oleoductos PUESTO HERNANDEZ – MEDANITO, MEDANITO – ALLEN, CENTENARIO – ALLEN, CHALLACÓ – CENTENARIO, CHALLACÓ – DESTILERÍA PLAZA HUINCUL y ALLEN – PUERTO ROSALES. Las nuevas tarifas se adjuntaron como Anexo de la Resolución 256/2025 de la S.E., y surgieron del cálculo realizado por la Dirección Nacional […]
El sector de Oil&Gas tiene el desafío de poder sortear diferentes cuellos de botella a fin de aprovechar la riqueza de los recursos gasíferos con los que cuenta Vaca Muerta y dinamizar, a su vez, otros segmentos productivos. Tomás Córdoba, CEO de Compañía Mega – empresa dedicada a la industria del gas natural y la petroquímica-, dio cuenta de sus planes para acompañar el crecimiento de la industria y adelantó que “en enero y febrero vamos a terminar una obra que nos va a permitir producir dos millones de metros cúbicos (m3) de C3+, lo que en la jerga se conoce a la producción de propano, butano y gasolinas. Además, tenemos planeado llevar a cabo otra iniciativa para incrementar esa capacidad a 2,5 millones de m3. Hoy estamos produciendo 1,7 millones de toneladas por año de líquidos asociados al gas natural y procesamos cerca de 36 millones de m3 día”.
“Compañía Mega podría rápidamente ejecutar un proyecto de tres millones de toneladas de C3+, con una opcionalidad de etano para atender los cuellos de botella que tiene el upstream. Todo esto convive con alternativas en las que podamos buscar sinergia. Somos muy eficientes en el acondicionamiento y procesamiento de los NGLs (líquidos de gas natural)”, destacó el CEO de la compañía en el Midstream & Gas Day organizado por EconoJournal.
Ampliación de su planta en Bahía Blanca
Compañía Mega es una de las empresas clave en lo que respecta a la separación y fraccionamiento de líquidos asociados al gas natural de Vaca Muerta. En ese sentido, Córdoba detalló: “Estamos realizando un nuevo tren de fraccionamiento en Bahía Blanca que nos va a permitir producir unas 2.300 toneladas adicionales, pero para eso vamos a necesitar mayor capacidad de bombeo”.
El ejecutivo de la firma precisó que ante ese panorama la empresa planea llevar a cabo dos plantas de bombeo para impulsar el crecimiento de la producción. “Este es el primer paso para llegar a unas 7.000 toneladas por día”, remarcó Córdoba.
“Nosotros podemos llegar a las 3,5 millones de toneladas por año. Es algo posible para Mega, pero hay que buscar el formato adecuado para atender la necesidad que tiene el sector”, consideró Córdoba.
Cuellos de botella
Tras ser consultado sobre los proyectos que posee la compañía y el crecimiento de Neuquén y Vaca Muerta, el CEO de Compañía Mega advirtió que a medida que se puede sortear un cuello de botella que se encuentra cercano a la planta de Bahía Blanca, aparecen otros más a lo largo de toda la cadena. “La clave es pensar más allá de esas 7.000 toneladas porque hay un enorme potencial en el upstream y nosotros queremos ser un socio estratégico. Por eso llevamos adelante las distintas obras para otorgarle más eficiencia al tratamiento de los NGL”, sostuvo.
Por último, Córdoba se refirió al recurso humano con el que cuenta la Argentina y concluyó: “Hay un recurso humano espectacular en la Argentina, por eso debemos buscar las soluciones más eficientes. Tenemos que juntar la resiliencia con la creatividad, eso nos va a diferenciar”.
La empresa transportista TGS y la operadora Pluspetrol en asociación con YPF, llevan adelante dos de los mayores proyectos actualmente en marcha de procesamiento de líquidos del gas natural, conocidos en la industria como NGLs, que sumarán su oferta a la capacidad ya disponible en el mercado.
La calidad del gas asociado de Vaca Muerta abre nuevas oportunidades de aprovechamiento de los líquidos que caracterizan la riqueza de ese hidrocarburo y que se identifican en la amplia disponibilidad de productos como propano, butano y gasolina fundamentalmente, generando un negocio de alto valor agregado al core de producción gasífera.
Sergio Cavallin, Corporate Commercial Development Manager de Pluspetrol y Claudia Trichilo, directora de Operaciones de TGS, dieron detalles de los avances de ambos proyectos al participar del Midstream & Gas Day organizado por EconoJournal. Aunque en distintas etapas de desarrollo, las dos iniciativas están generando el interés de otras compañías que ante la proyección creciente de producción de gas requerirán el servicio de separación y procesamiento a mayor escala.
Pluspetrol tiene en el bloque de La calera uno de sus desarrollos emblemáticos en asociación con YPF. Produce petróleo, pero también unos 14 MMm3/d de gas rico, fuera de especificación, a un grado tal que en esas condiciones no puede ser despachado directamente al mercado. Si bien, la compañía Mega ya hace parte de esa separación y el área cuenta con otras facilities de superficie, a medida que vaya subiendo la producción de crudo habrá mayor necesidad de nueva infraestructura.
“Por un lado, hay un gran problema que hay que solucionar, pero por otro es una enorme oportunidad -explicó Cavallin-. Para tener idea del tamaño de la oportunidad que hay por delante, si se alcanzara la capacidad de producir 100 millones de metros cúbicos de gas rico, no sólo pensando en el gas asociado sino en lo que aportan otras áreas de transición como La Calera, de allí podrían salir 12 millones de toneladas por año de componentes licuables, en etano, propano, butano, gasolina que representan unos US$ 5.000 millones por año en facturación”.
Se trata de una importante contribución a la idea de potenciar Vaca Muerta que tiene la industria en su conjunto con un negocio que irá creciendo en escala en la misma medida que suba la producción, ya que la riqueza de los líquidos del gas genera otra unidad de negocios en los proyectos que permite multiplicar por cuatro el precio de la caloría. “Este gas se vende entre tres y cuatro dólares, pero los NGLs se venden entre diez y doce dólares porque ya se trata de insumos petroquímicos” que tienen alta demanda internacional, explicó el directivo.
Esta solución proyectada en escala tiene un impacto en el negocio en general, más allá que se lo piensa en una sucesión de etapas. “Eso podría tener un impacto en la disminución del precio del break-even de un área de crudo de 5 dólares en promedio en Vaca Muerta y puede tener un impacto en el break-even del precio del gas este de hasta 2 dólares. Y bajar el precio del gas nos haría más competitivos y más resilientes al no tener que bajar actividad cuando bajan los precios en el mercado internacional”, aseguró.
Pluspetrol e YPF participan en partes iguales en el proyecto y las compañías pretenden poner en marcha su primera etapa a principios del año próximo, atado a la Decisión Final de Inversión (FID), que podría sumar el interés de participación de grupos locales, asiáticos y estadounidenses.
El proyecto de TGS
En el caso de TGS, la empresa transportista de gas está trabajando en una nueva planta desde hace un par de años con un proyecto oportunamente valuado en unos US$ 2.500 millones, lo que ya por entonces era reflejo de las oportunidades que se vienen abriendo a proyectos vinculados al aprovechamiento del gas asociado.
“Tenemos desde 2018 un sistema de captación de gasoductos que fue creciendo desde aquel momento y ahora tiene 182 kilómetros de caño, entre 36 y 30 pulgadas, y eso termina en una planta de acondicionamiento que empezó con una capacidad para extraer 5 millones de metros cúbicos de gasolina. Y este año terminamos la instalación de un segundo módulo de acondicionamiento que los llevó a 28 millones de metros cúbicos en total, con la particularidad de que este módulo y el anterior están listos para pasar a procesamiento”, explicó la Directora de Operaciones de TGS.
Estos módulos están funcionando en la actualidad extrayendo la gasolina de los gases, pero ya tienen instalados los turboexpander para que, cuando se tome la decisión, poder pasar los equipos a recuperar otros hidrocarburos asociados como respuesta a una necesidad imperiosa ante la calidad del gas. Esto es asi, porque si se quiere poner el recurso en especificación para entrar a los gasoductos de transporte, no alcanza con sacarle la gasolina, sino que hay que tomar también el C2 o etano, el C3 o propano y superiores.
“Esta recuperación de propano y superiores está dividida en tres partes, de las cuales la primera se da en la planta de TGS en Tratayen (Neuquén) donde se hace la extracción de “la sopa” inicial y que se analiza sumar dos módulos más para llevar la capacidad de procesamiento a 43 millones de metros cúbicos día. La segunda etapa trazada es la construcción de un poliducto para llevar esa materia inicial hasta la zona de Bahía Blanca, en donde se estaría instalando la tercera etapa que es el fraccionamiento, para recuperar aproximadamente 2,8 millones de toneladas, más instalaciones de almacenaje y despacho”, detalló Trichilo en el Midstream & Gas Day.
En el último año, TGS avanzó con el desarrollo de ingeniería de las distintas etapas, para las cuales ya tiene ofertas concretas por los equipos y tiene lanzada una licitación por el montaje para poder cerrar el número final que le permita ajustar la tarifa que estará ofreciendo a los distintos interesados, que son los productores en Vaca Muerta, para subirse a este proyecto. “Estamos trabajando para poder tener esto en servicio, al menos en una etapa temprana, para el 2028, y después seguirían las sucesivas ampliaciones porque tenemos los terrenos ya comprados y está todo pensado en un crecimiento modular”, agregó la especialista.
El financiamiento podrá venir también en etapas que acompañarán el primer hito de capacidad mas sus potenciales ampliaciones. La idea inicial es ofrecer el servicio a través de una tarifa con la búsqueda de financiamiento por parte de TGS, pero también se analiza la posibilidad de que terceros quieran participar con equity, ya que no se trata del único proyecto de este tipo en la industria.
Por lo tanto se podría avanzar en iniciativas simultáneas que puedan compartir un único poliducto con diferentes plantes de procesamiento o la alternativa que mejor cierre en lo operativo y económico, para lo cual -aseguró Trichilo- hay conversaciones abiertas.
Hoy el sector solar de América Latina tiene una cita clave con la innovación. A partir de las 9:00 (hora de Colombia) / 11:00 (hora de Argentina), se transmitiráenvivo y de forma gratuita el webinar “Innovación tecnológica de la fotovoltaica”, organizado por EnergíaEstratégicaLatinoamérica, medio especializado de StrategicEnergyCorp. El evento reunirá a referentes técnicos y ejecutivos de compañías líderes para debatir los principales desafíos, avances y oportunidades que marcarán el rumbo del sector solar en la región.
El seminario virtual, estructurado en dos bloques temáticos, busca brindar una mirada profunda y actualizada sobre cómo está evolucionando la industria fotovoltaica en América Latina, en un contexto de transición energética cada vez más acelerado y exigente.
El primer bloque —“Enfoque regional: Dinámicas de crecimiento y oportunidades en los mercados de Latinoamérica”— pondrá el foco en los distintos marcos regulatorios, esquemas de financiamiento y estrategias de desarrollo que están moldeando el avance del sector solar en países clave como México, Brasil, Colombia, Chile y Argentina.
Este panel contará con la participación de Gabriel Bustos, regional sales manager de Haitai Solar; Jorge Ospina, service and product manager en Colombia de Solis; Ángela Castillo, directora de desarrollo de negocios de Black and Veatch; y Néstor Omar Cereijo, socio responsable para Argentina de 8.2 Group, quienes analizarán cómo inciden los contratos, políticas públicas y el grado de madurez de los segmentos de pequeña, mediana y gran escala y de C & I en el crecimiento del mercado solar.
También se abordarán los desafíos de financiamiento en un contexto económico volátil, donde asegurar capital para nuevos proyectos sigue siendo un factor determinante.
En el segundo bloque, titulado “Innovación tecnológica: ¿Qué demandan los mercados solares y hacia dónde evolucionan las soluciones fotovoltaicas?”, el enfoque girará hacia las tecnologías emergentes y la evolución de los sistemas solares. Lucas Estrada, presidente de EPSE San Juan; Victor Soares, líder del equipo técnico de JA Solar para Latinoamérica; Javier Losada, gerente de desarrollo de negocios para Estados Unidos y LATAM de Gonvarri Solar Steel; y Juan Pablo Alagia, gerente de desarrollo de proyectos y tecnología en 360Energy, explorarán el desarrollo de módulos de última generación, la optimización de estructuras, la digitalización de procesos y el papel de la automatización en el mantenimiento de plantas.
Los expertos también debatirán sobre cómo las nuevas soluciones tecnológicas están modificando tanto el diseño como la operación de los proyectos solares, habilitando modelos de negocio más flexibles, escalables y resilientes. La integración de sistemas de generación distribuida con grandes plantas fotovoltaicas será uno de los ejes centrales del análisis.
Con una agenda cargada de contenido estratégico y técnico, el evento de hoy se perfila como un espacio de referencia para todos los actores que apuestan por el crecimiento sostenible de la energía solar en la región. No se pierda la transmisión en vivo a través de los canales de YouTube y LinkedIn de Energía Estratégica Latinoamérica / Strategic Energy Corp y que nuevamente será un espacio de diálogo significativo sobre el presente y futuro para todo el sector energético de la región.
Perú cuenta con 22.995,7 MW de proyectos eólicos y solares con estudios de pre operatividad aprobados por el Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES).
De acuerdo con datos relevados por el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin), hasta abril del 2025, el 68,59 % se concentra en tres departamentos de la zona sur del Perú.
En concreto, en Arequipa, Ica y Moquegua se identifican 15.773,6 MW de capacidad a instalarse para aprovechar sus recursos de sol y viento que resultan de alto atractivo para inversiones con tecnología fotovoltaica y eólica (ver detalle al pie).
Future Energy Summit (FES), la gira internacional de encuentros de profesionales de las energías renovables, tendrá un enfoque especial en el potencial de estos departamentos durante su primera edición en Perú, el próximo 29 de septiembre en Lima (ver más).
En el caso de Arequipa, conocida por su arquitectura colonial y el Cañón del Colca, acumula 6.853,5 MW de proyectos eólicos y solares de los cuales 6.287,2 MW son de tecnología solar y 566,3 MW eólica.
Lo sigue Ica, hogar de las famosas Líneas de Nazca y la Reserva Nacional de Paracas, con 4.827,9 MW provenientes de 1.509,2 MW solares y 3.318,7 MW de capacidad eólica a instalarse.
Por su parte, Moquegua, que destaca por sus paisajes andinos y postales de la Reserva Nacional de Salinas y Aguada Blanca, presenta condiciones distintivas para el aprovechamiento solar, es así que allí ya hay identificados 4.092,2 MW de proyectos fotovoltaicos.
Los niveles de irradiación de estos departamentos están por encima del promedio mundial, tanto en su región costera como en las sierras rondan los 5,3 y llegan incluso a 6,5–7,0 kWh/m²/día en zonas específicas como Marcona, La Joya o el desierto de Ica.
El potencial de cinética del viento no se queda atrás. En estos mercados están avanzando 19 proyectos eólicos que sumarán 3.885 MW (ver detalle al pie). Las velocidades medias de viento en estas zonas están en el orden de los 8 m/s e incluso superan los 12 m/s en zonas de Ica, conocida por sus vientos paracas que pueden alcanzar hasta los 90 km/h o 25 m/s.
Por su salida al mar, estos departamentos tienen grandes diferenciales para aprovechar en el transporte y logística para proyectos renovables. De hecho, muchos de ellos ya son un punto clave de importación de componentes como paneles y turbinas, además de exportación de minerales ligados a la transición energética.
Tal es el caso del Puerto General San Martín (Paracas, Ica) modernizado en 2023 para obtener mayor capacidad operativa; el Puerto de Matarani (Islay, Arequipa) de gran relevancia por ser la salida marítima principal no solo de Arequipa sino también de Cusco, Puno y parte de Bolivia. Y, finalmente, el Puerto de Ilo (Ilo, Moquegua), que a partir de sus planes de ampliación guarda un enorme proyección de convertirse en nodo logístico binacional Perú-Bolivia.
Proyectos eólicos con EPO aprobados
Ítem
Central Eólica (C.E.)
Potencia Instalada (MW)
Empresa
Ubicación
Punto de Conexión
POC
Comentario
1
GUARANGO
330,0
SL ENERGY S.A.C.
Ica
Futura S.E. Nueva Intermedia 220 kV
2025
Cuenta con
Concesión
2
SAMACA 1
168,0
EMPRESA DE
GENERACIÓN
ELECTRICA LAS
SALINAS S.A.
Ica
Futura S.E. Nueva
Intermedia 220 kV
2025
Sin
Concesión
3
AMPLIACIÓN
PUNTA
LOMITAS
192,2
ENGIE ENERGÍA
PERÚ S.A.
Ica
S.E. Punta Lomitas 220
kV
2025
Sin
Concesión
4
CEFIRO
366,0
CEFIRO ENERGIA
S.A.C.
Ica
S.E. Nueva Intermedia
220 kV
2026
Sin
Concesión
5
WINDICA
150,0
FENER PERÚ S.A.
Ica
S.E. Nueva Intermedia
220 kV
2026
Sin
Concesión
6
PILETAS
250,0
FÉNIX POWER
PERÚ S.A.
Ica
S.E. Nueva Intermedia
220 kV
2026
Sin
Concesión
7
LOS VIENTOS
364,8
KALLPA
GENERACIÓN S.A
Ica
Seccionamiento de la
línea L
-5032 Chilca
–
Poroma (500 kV)
2025
Sin
Concesión
8
IKA SUR
241,8
ORYGEN PERÚ
S.A.A.
Ica
S.E. Nueva Intermedia
220 kV
2026
Sin
Concesión
9
IKA NORTE
148,8
ORYGEN PERÚ
S.A.A.
Ica
S.E. Nueva Intermedia
220 kV
2026
Sin
Concesión
10
SALINAR SUR
148,8
ORYGEN PERÚ
S.A.A.
Ica
S.E. Nueva Intermedia 220 kV
2026
Sin
Concesión
11
SALINAR NORTE
117 , 8
ORYGEN PERÚ
S.A.A.
Ica
S.E. Nueva Intermedia 220 kV
2026
Sin
Concesión
12
LA QUEBRADA II
112 , 1
ECORER S.A.C.
Ica
S.E. Cahuachi 220 kV
2027
Sin
Concesión
13
URANI
122,4
ENGIE ENERGÍA
PERÚ S.A.
Ica
S.E. Punta Lomitas 220
kV
2028
Sin
Concesión
14
SARIRI
122,4
ENGIE ENERGÍA
PERÚ S.A
Ica
S.E. Punta Lomitas 220
kV
2027
Sin
Concesión
15
SHOUGANG
300,0
SHOUGANG
GENERACIÓN
ELÉCTRICA S.A.A
Ica
S.E. Hierro 220 kV
2027
Sin
Concesión
16
TOROCCO
54,0
BOW POWER PERÚ
S.R.L.
Ica
S.E. Tres Hermanas 220
kV
2027
Sin
Concesión
17
TWISTER
129,6
ENGIE ENERGÍA
PERÚ S.A.
Ica
S.E. Poroma 220 kV
2028
Sin
Concesión
18
PESCADORES
348,0
NAUPAC
GENERACION
RENOVABLE PERU
S.A.C.
Arequipa
S.E. Ocoña 500 kV
2027
Sin
Concesión
19
CARAVELÍ
218,3
IBEREÓLICA
CARAVELI S.A.C
Arequipa
S.E. Poroma 220 kV
2026
Cuenta con
Concesión
TOTAL
3885
Proyectos solares con EPO aprobados
Ítem
Central Solar Fotovoltaica (C.S.F)
Potencia Instalada (MW)
Empresa
Ubicación
Punto de Conexión
POC
Comentario
1
YURAMAYO
245,0
EMPRESA DE
GENERACION
ELECTRICA
YURAMAYO S.A.
Arequipa
S.E. Yarabamba
2026
Sin
Concesión
2
ILLA
385,0
ENERGÍA
RENOVABLE LA
JOYA S.A.
Arequipa
S.E San José 220 kV
2025
Cuenta con
Concesión
3
SOLIMANA
250,0
ECORER S.A.C
Arequipa
S.E. Ocoña 500 kV
2025
Cuenta con
Concesión
4
SUNNY
204,0
KALLPA
GENERACIÓN
Arequipa
S.E. San José 220 kV
2025
Cuenta con
Concesión
5
SOL DE VERANO I
45,3
MAJES SOL DE
VERANO S.A.C.
Arequipa
S.E. Majes 138 kV
2025
Cuenta con
Concesión
6
RUTA DEL SOL
307,7
ORYGEN PERÚ
S.A.A.
Moquegua
S.E. Montalvo 220 kV
2025
Sin
Concesión
7
RUPHAY
93,2
ENGIE ENERGIA
PERU S.A.
Arequipa
S.E. San José 220 kV
2025
Sin
Concesión
8
HANAQPAMPA
300,1
ENGIE ENERGIA
PERU S.A.
Moquegua
L-2027 (Moquegua –
Ilo2)
2025
Cuenta con
Concesión
9
EL ALTO
76,2
EMPRESA DE
GENERACION
ELECTRICA
RIOLITA S.A.C.
Moquegua
S.E. Moquegua 138 kV
2025
Sin
Concesión
10
WINDICA
25,2
FENER PERÚ S.A.
Ica
S.E. Nueva Intermedia
2025
Sin
Concesión
11
SOL DE LOS ANDES
250,0
LADER ENERGY
CHILE SPA
Arequipa
S.E. Yarabamba 220 kV
2025
Sin
Concesión
12
CHALHUANCA
106,5
TRE PERÚ S.A.C.
Arequipa
L.T. Callalli – Santuario
138 kV (L-1020)
2025
Sin
Concesión
13
TEJAS
200,0
EMPRESA DE
GENERACION
ELECTRICA SOLAR
TEJAS S.A.C
Ica
S.E. Nueva Intermedia
220 kV
2027
Sin
Concesión
14
EXPANSIÓN INTIPAMPA
51,7
ENGIE ENERGÍA
PERÚ S.A.
Moquegua
S.E. Intipampa 138 kV
2025
Sin
Concesión
15
RUBÍ III
323,1
ORYGEN PERÚ
S.A.A
Moquegua
L-5037 San José –
Montalvo
2026
Sin
Concesión
16
VILLASALTO
125,0
EMPRESA DE
GENERACIÓN
ELECTRICA
VILLASALTO S.A.C.
Arequipa
S.E. Yarabamba 220 kV
2026
Sin
Concesión
17
BABILONIA
200,0
VIRIDI ENERGÍAS
RENOVABLES
DESARROLLOS
S.A.C.
Arequipa
S.E. San José 220 kV
2025
Sin
Concesión
18
ATOI
114,0
ORYGEN PERÚ
S.A.A.
Arequipa
Arequipa
2026
Sin
Concesión
19
MACARENA
170,0
GR
CHABARBAMBA
S.A.C
Ica
S.E. Poroma 220 kV
2027
Sin
Concesión
20
CONTINUA PICHU PICHU
60,0
CSF CONTINUA
PICHU PICHU
S.A.C.
Arequipa
S.E. San José 220 kV
2025
Cuenta con
Concesión
21
CONTINUA CHACHANI
100,0
CSF CONTINUA
CHACHANI S.A.C.
Arequipa
Subestación San José
220 kV
2025
Cuenta con
Concesión
22
CONTINUA MISTI
300,0
CSF CONTINUA
MISTI S.A.C.
Arequipa
Subestación San José
220 kV
2025
Cuenta con
Concesión
23
OCOÑA
335,0
KALLPA
GENERACIÓN S.A
Arequipa
S.E. Ocoña 500 kV
2026
Sin
Concesión
24
TIERRA BLANCA
250,0
EGE SOLAR TIERRA
BLANCA S.A.C.
Ica
S.E. Poroma 220 kV
2027
Sin
Concesión
25
LUPI
181,2
GR VALE S.A.C
Moquegua
L-2030 Moquegua –
Chilota
2026
Cuenta con
Concesión
26
SOL DE BATOLIO
160,0
EMPRESA DE
GENERACIÓN
ELÉCTRICA
RIOLITA S.A.C.
Arequipa
S.E. San José 220 kV
2027
Sin
Concesión
27
SOL DE AREQUIPA
100,0
AQP SOLAR S.A.C.
Arequipa
S.E. San José 500 kV
2026
Sin
Concesión
28
PAMPA DEL SOL FASE I
331,7
ORYGEN PERÚ
S.A.A.
Moquegua
S.E. Montalvo 500 kV
2028
Sin
Concesión
29
CUNA DEL SOL
331,7
ORYGEN PERÚ
S.A.A.
Moquegua
S.E. Montalvo 500 kV
2029
Sin
Concesión
30
POMPEYA I
200,0
VIRIDI ENERGÍAS
RENOVABLES
PERU S.A.C.
Arequipa
Futura S.E. Hub San
José 220 kV
2029
Sin
Concesión
31
POMPEYA II
200,0
VIRIDI ENERGÍAS
RENOVABLES
PERU S.A.C.
Arequipa
Futura S.E. Hub San
José 220 kV
2029
Sin
Concesión
32
QUYLLUR
502,2
ORYGEN PERÚ
S.A.A.
Arequipa
L.T. San José – Ocoña
(L-5036)
2027
Sin
Concesión
33
SUNNY EXPANSIÓN
105,0
KALLPA
GENERACÓN S.A.
Arequipa
S.E. Sunny 220 kV
2026
Sin
Concesión
34
SANTIAGO II
200,0
VIRIDI ENERGÍAS
RENOVABLES
DESARROLLOS
S.A.C.
Ica
S.E. Colectora 220 kV
2029
Sin
Concesión
35
SANTIAGO I
200,0
VIRIDI ENERGÍAS
RENOVABLES
DESARROLLOS
S.A.C.
Ica
S.E. Colectora 220 kV
2029
Sin
Concesión
36
LAS JOYAS
352,0
HIDROELECTRICA
SIERRA NEVADA
S.A.C.
Arequipa
L-5038 San José –
Puerto Bravo
2026
Sin
Concesión
37
SOL DE HUARACANE
120,0
BLAUD ENERGY
PERU S.A.C.
Moquegua
S.E. Montalvo
2027
Sin
Concesión
TOTAL
7.500,80
FES Perú
Future Energy Summit (FES), la gira de encuentros de profesionales de las energías renovables, llegará a Perú el próximo 29 de septiembre y promete una importante convocatoria de stakeholders del sector energético local e internacional, tal como lo viene haciendo en otras latitudes.
En febrero más de 500 líderes del sector participaron en Argentina del primer encuentro FES del año, en un momento en el que el mercado aguardaba por la actualización de nuevos mecanismos del MATER, la definición de nuevas obras de transporte eléctrico y de la licitación pública de aproximadamente 500 MW de potencia de sistemas de baterías.
Luego, en marzo la gira continuó con FES México y FES Caribe. En ambos casos, las principales empresas del sector evaluaron la realidad del mercado y excedieron a anuncios exclusivos del sector público local y regional.
Cabe destacar que, además de los salones de conferencias donde se impulsa el debate, los encuentros FES cuentan con espacios exclusivos de networking ideales para explorar sinergias y nuevos negocios en los que puede participar su empresa.
Para consultas por entradas o patrocinios comunicarse con commercial@strategicenergycorp.com
El modelo de contrato presentado por el Gobierno argentino para la licitación AlmaGBA, que busca adjudicar 500 MW de almacenamiento con baterías en el Área Metropolitana de Buenos Aires, ha generado inquietud entre especialistas jurídicos y del sector energético por la falta de garantías reales que respalden las inversiones previstas.
A menos de un mes de la apertura de sobres, prevista para el 3 de julio, los análisis apuntan a riesgos significativos para los adjudicatarios ante posibles incumplimientos de pago o cambios regulatorios.
“Lo que más llama la atención del modelo de contrato es la llamada garantía de última instancia. Si el comprador no puede trasladar el costo a tarifas, deberá pagar CAMMESA como garante de última instancia, pero sólo si la Secretaría de Energía le envía fondos”, sostuvo Carlos Cueva, socio del estudio Beccar Varela, en diálogo con Energía Estratégica.
Esta estructura deja al vendedor en una situación de vulnerabilidad, ya que la obligación de pago no está asegurada contractualmente, sino supeditada a decisiones administrativas y disponibilidad presupuestaria.
El modelo estipula que, ante una falta de pago por parte de Edenor o Edesur —las distribuidoras que actuarán como compradores—, deberá notificarse a CAMMESA y a la Secretaríade Energía. CAMMESA, a su vez, solicitará los fondos para efectuar el pago, pero solo cumplirá con la transferencia si los fondos son efectivamente enviados por la entidad encargada de la cartera energética nacional.
“No hay otras garantías -un fideicomiso, bonos que se le pidan al Estado o garantías colaterales de pago por parte de terceros- mas allá de la garantía de última instancia ”, advirtió Cueva, en referencia a la diferencia con el Programa RenovAr, que incluyó una triple garantía respaldada por CAMMESA, el Fondo para el Desarrollo de Energías Renovables (FODER) y el Banco Mundial. Tampoco prevé esta licitación la posibilidad del derecho de venta de la central, tal como sucedió en los programas RenovAr.
Aquella estructura permitió adjudicar más de 5 GW de capacidad renovable en todo el país, gracias a condiciones que favorecían la bancabilidad y competitividad de las ofertas.
“El adjudicatario que vende la energía no es responsable si no se puede trasladar a las tarifas el costo de estos contratos. Corre el riesgo de quedarse sin contrato y con toda la inversión inutilizada”, señaló el especialista.
A lo sumo, en caso de plantear la rescisión del contrato por falta de pago, el vendedor podría recibir pagos por la potencia contratada, pero no por la energía ni las pérdidas asociadas. “Y si no le pagaron facturas por alguna razón, ¿por qué le pagarán el resto del contrato?”, cuestionó Cueva, advirtiendo sobre el riesgo de litigios y la falta de salida comercial para las baterías en caso de que el proceso fracase.
“Todo eso llama la atención porque el Estado convoca esta licitación pública por interés general. Quizás hubiera sido necesario un procedimiento previo de ajuste de tarifas en función de los sobrecostos generados por estos contratos, a fin de que no haya inconvenientes en el futuro”, agregó.
Este conjunto de factores acentúa las dudas sobre el éxito de la licitación, más aún en un país caracterizado por vaivenes en su economía y en el riesgo país (actualmente es de 680 pero llegó a superar los 2100 puntos en los primeros meses del presente gobierno).
Asimismo, un aspecto adicional señalado por Cueva es que los sistemas de baterías que implican un avance tecnológico aún no están debidamente encuadrados ni formalmente reconocidos como agentes generadores dentro del marco regulatorio vigente, por lo que sugirió la inminente necesidad urgente de adecuar la legislación a los nuevos agentes y tecnologías que impulsa la transición energética.
Controversias y falta de un árbitro claro
El modelo de contrato también genera la duda de la intervención obligatoria del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) para resolver en primera instancia las controversias que puedan generarse entre las centrales de almacenamiento y las empresas distribuidoras compradoras de la energía. En su lugar, se menciona como árbitro al tribunal arbitral de la Bolsa de Comercio, lo que podría generar discusiones acerca de cual mecanismo debe aplicarse ante diversas disputas .
Esta ambigüedad se suma a un contexto en el que el Gobierno ha decidido recortar facultades operativas a CAMMESA, que de acuerdo a la Res. SE 150/2024, no podría firmar contratos de abastecimiento ni actuar como comprador de combustibles o vendedor de electricidad.
“La idea del gobierno es que CAMMESA vuelva a su rol original de operador del sistema, administrador y calculador de precios”, explicó Cueva. Esto debilita aún más su rol como garante en los contratos de almacenamiento y alimenta la percepción de que no hay una entidad con poder suficiente para sostener los compromisos asumidos, más allá que CAMMESA lo hiciera en anteriores licitaciones de renovables.
En conjunto, las condiciones actuales del modelo de contrato de AlmaGBA podrían limitar la cantidad y calidad de ofertas si no se realizan correcciones que mejoren su bancabilidad. Aunque podría haber alguna circular aclaratoria adicional tras las consultas del sector, a fin de esclarecer puntos críticos del modelo de contrato y últimos cambios en el pliego.
En México, el sector de energía solar está experimentando un giro hacia la madurez técnica y la sofisticación comercial. Hoy, las oportunidades más relevantes se concentrarían en proyectos bien estructurados que respondan a criterios rigurosos de viabilidad técnica, financiera y operativa. La franja de autoconsumo industrial entre 700 kilovatios y 20 megavatios se perfila como el nuevo eje de crecimiento, impulsada por la necesidad de eficiencia energética, la presión tarifaria y la transformación de los corredores industriales.
Drexler Vázquez, exdelegado de Yucatán ante el Consejo de Profesionales en Energía Fotovoltaica (CPEF), identifica este momento como una “etapa de especialización”, donde ya no basta sólo con instalar paneles; es imprescindible construir soluciones energéticas integradas, financieramente viables y con criterio técnico. «El boom desordenado quedó atrás. Hoy las oportunidades se concentran en donde hay criterio para estructurar proyectos de verdad», enfatizó.
Una de las razones que explican este viraje estratégico es el impulso gubernamental a zonas económicas clave como el Corredor Interoceánico, fabricas en el norte del país y zonas logísticas y turísticas en la península de Yucatán. Estas regiones, llamadas a convertirse en polos de desarrollo, requieren energía limpia y estable para sostener su competitividad.
Este contexto ha abierto la puerta a soluciones de autoconsumo en maquilas pero también a sectores como agroindustria y actividades específicas de hoteles, hospitales, laboratorios y centros de refrigeración, donde la continuidad energética es crítica y las pérdidas por fallos pueden superar con creces los costos de inversión en infraestructura solar.
Según Vázquez, este fenómeno no sólo responde a una estrategia nacional, sino también a transformaciones locales. En Yucatán, por ejemplo, la inversión en la expansión del puerto de Progreso y la llegada de gigantes logísticos como Amazon están dinamizando la demanda energética. Aunque Cancún no cuenta con una base industrial significativa, su perfil turístico abre oportunidades específicas, desde la perspectiva del profesional consultado.
Para dar respuesta a las demandas del mercado, los proyectos híbridos, que combinan solar fotovoltaico con almacenamiento, emergen como una solución particularmente atractiva en zonas con calidad de red deficiente¿. Esta tendencia responde no sólo a una necesidad técnica, sino también a los cambios tarifarios que han llevado a muchas empresas a reevaluar sus estrategias de consumo energético.
“Estamos viendo que los sistemas híbridos comienzan a cobrar sentido para muchas industrias que antes no lo consideraban prioritario. Hoy se está entendiendo que la autonomía energética no es un lujo, sino una ventaja competitiva”, subrayó Vázquez.
El ingeniero, con experiencia tanto en proyectos de mediana escala como en soluciones híbridas en el sureste del país, sostiene que los sistemas solares con almacenamiento son particularmente útiles en regiones peninsulares, como Yucatán o Baja California, donde la capacidad de interconexión y la calidad de red presentan desafíos técnicos similares. “Nos puede pasar lo mismo que en el otro lado del país. Y ahí, el almacenamiento no es sólo una oportunidad, es una necesidad estratégica”, explicó.
Pero no todo son oportunidades. Persisten barreras estructurales que frenan el desarrollo de estos proyectos. Una de las principales, según el exdelegado de CPEF en Yucatán, es la falta de claridad regulatoria en torno a los sistemas de almacenamiento. A esto se suma la ausencia de esquemas de financiamiento estandarizados para proyectos medianos, que muchas veces quedan atrapados entre la banca tradicional —en su mayoría ajena a la lógica de los flujos del negocio solar— y modelos comerciales poco adaptados al riesgo del cliente industrial.
Otro obstáculo relevante es el déficit de conocimiento técnico entre algunos actores del mercado. “Hay clientes listos para invertir, pero no encuentran quién traduzca la solución en valor tangible”, advirtió Vázquez.
En muchos casos, la desinformación ha derivado en proyectos mal diseñados, con resultados por debajo del retorno esperado o incluso con sistemas que ni siquiera se encienden. Esto ha generado una demanda creciente de reingeniería y corrección de instalaciones existentes. “Hay mucho mercado correctivo por malas prácticas. No se trata sólo de vender sistemas, sino de garantizar que funcionen como se espera”, comentó el especialista.
Este escenario ha llevado a que el diferencial competitivo ya no resida en el precio o la promesa de ahorro, sino en la capacidad de integrar técnica, financiamiento y postventa de forma coherente. “El mercado está exigiendo profundidad técnica, respaldo comercial y propuestas financieramente viables. Hoy no gana el que promete más. Gana el que estructura mejor”, sostuvo Vázquez.
Desde su experiencia en la dirección comercial de una de las empresas de mayor crecimiento en el sureste del país, asegura que el sector necesita menos improvisación y más proyectos con visión estratégica.
En paralelo, el desarrollo de estructuras financieras más flexibles está permitiendo que actores industriales puedan acceder a estas soluciones a través de esquemas como leasing, contratos PPA o líneas de crédito verde. Estos mecanismos, si bien aún no están plenamente adoptados por la banca tradicional, se consolidan como herramientas clave para la expansión del autoconsumo en los rangos intermedios de potencia.
Por otra parte, la elección de tecnología también está evolucionando. La integración de marcas que garanticen soporte técnico local y procesos robustos de integración a red se vuelve una condición no negociable para los clientes más sofisticados. “Apostamos por marcas que sí tengan soporte técnico serio en México”, afirmó el exdelegado de Yucatán ante el CPEF, destacando la necesidad de profesionalizar el mercado para que las soluciones ofrecidas realmente cumplan con los criterios de calidad y desempeño que exigen los grandes consumidores de energía.
En definitiva, el autoconsumo solar en México ya no es un terreno para aficionados. El país estaría requiriendo proyectos bien planteados desde lo técnico, comercial y financiero. «Este no es un sector para improvisar. Pero es un gran momento para construir proyectos bien hechos”, concluyó.
Solis, líder global en soluciones de inversores fotovoltaicos y almacenamiento de energía, celebró hoy su 20.º aniversario en SNEC 2025 con una exposición innovadora, destacando el lanzamiento de su inversor híbrido mural de 125kW y el revolucionario asistente inteligente de energía SolisCloud AI. Desde el primer día, el evento atrajo a profesionales de la industria, medios especializados y entusiastas de las energías renovables al Pabellón 5.1H (Stand E680), donde Solis presentó sus últimas soluciones diseñadas para redefinir el futuro del sector solar y el almacenamiento energético.
20 años de innovación: una celebración con visión de futuro
El presidente de Solis, Yiming Wang, dio inicio al evento compartiendo la evolución de la empresa desde su fundación en Ningbo, China, en 2005, hasta convertirse en una marca de confianza global con más de 100 GW de inversores instalados en más de 100 países y regiones.
“Nuestro 20.º aniversario no solo es una celebración del camino recorrido, sino un compromiso con el futuro. Hoy presentamos tecnologías que acelerarán la transición global hacia una energía limpia: más inteligente, eficiente y accesible que nunca”, afirmó Wang.
La estrella del evento: Inversor híbrido 4 en 1 de 125kW
El nuevo modelo S6-EH3P(75–125)K10-NV-YD-H, que se presenta por primera vez en China, fue el gran protagonista. Este inversor híbrido comercial e industrial destaca por su integración 4 en 1: fotovoltaica, baterías, red eléctrica y generador. Sus características clave incluyen:
Sobrecarga fotovoltaica del 200% y carga rápida de baterías de hasta 200A, para máxima eficiencia en operación conectada a red.
Capacidad de sobrecarga del 160% y conmutación en menos de 10 ms, garantizando robustez en aplicaciones fuera de red.
Funcionamiento en paralelo de hasta 10 unidades, gracias al gabinete de distribución de potencia desarrollado por Solis.
SolisCloud AI: inteligencia energética en tiempo real
El renovado Asistente Inteligente de Energía SolisCloud AI sorprendió con su capacidad de análisis en tiempo real y gestión automatizada basada en tarifas horarias (TOU). Gracias a la IA integrada, esta plataforma optimiza el flujo energético en función del clima y los precios dinámicos, permitiendo a los usuarios reducir costos y aumentar la eficiencia. Además, permite integración con sistemas de terceros y está completamente alineada con los estándares internacionales más recientes, facilitando el trabajo de instaladores y empresas de servicios eléctricos.
Experiencia interactiva y alianzas globales
Durante el primer día del evento, se llevaron a cabo demostraciones en vivo, charlas técnicas y sesiones interactivas con ingenieros de Solis, quienes compartieron casos de éxito en Europa, Asia y mercados emergentes.
Además, los socios internacionales destacaron el compromiso de Solis con el soporte local y la agilidad de su I+D para adaptarse a las necesidades específicas de cada región.
Bogotá fue el escenario de una nueva reunión entre los expertos comisionados de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) de Colombia, con la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos(ASEP) de Panamá, en cabeza de ZelmarRodríguezCrespo.
En este encuentro, y después de varias reuniones, se definió el texto de un acuerdo regulatorio que se suscribirá y permitirá el intercambio de energía eléctrica entre Colombia y Panamá.
“Durante este espacio de diálogo entre ambas autoridades, se evaluaron ámbitos importantes para que esto sea una realidad, entre ellos las transacciones de energía de corto y de largo plazo, las transacciones en firme, algunas disposiciones operativas generales y la conformación de un eventual comité de reguladores de la interconexión entre ambos países”, indicó Antonio Jiménez Rivera, Director Ejecutivo de la CREG.
Adicionalmente, este acuerdo bilateral también contempla temáticas como la promoción de la participación de los agentes de ambos países en mercados regionales, mecanismos de resolución de controversias, vías de seguimiento de las transacciones y reglas de acceso, manejo y divulgación de la información, entre otros.
Por su parte, la administradora de la ASEP, Zelmar Rodríguez Crespo, destacó que este proyecto de acuerdo regulatorio bilateral se trabajó bajo los principios de eficiencia económica, beneficio mutuo para los países, visión regional, transparencia, neutralidad, simplicidad, reciprocidad, viabilización de efectos y reconocimiento.
Este texto definitivo se aprobará en Sesión CREG (reunión en la que se toman las decisiones regulatorias del país) para que surta todo el debido proceso de aprobación y posterior puesta en marcha.
El Instituto Petroquímico Argentino (IPA®) llevó adelante una nueva edición de la Jornada de la Industria Petroquímica, bajo el lema “El desafío de la competitividad. Cómo impulsar una industria petroquímica más eficiente, moderna y resiliente”, en el Auditorio del Centro Cultural de la Ciencia (C3), en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. El encuentro contó con una nutrida asistencia de referentes del sector, autoridades, profesionales y representantes del sistema científico-académico.
Guillermo Petracci, director de Unipar Argentina y presidente de la Jornada en esta edición, fue el encargado de la apertura destacando: “Hoy estamos acá para hablar de futuro. Las oportunidades para nuestro sector requieren que cambiemos el enfoque. Necesitamos renovar nuestra actitud frente a los desafíos y asumir el protagonismo que el momento exige. Somos parte de la solución a los desafíos del desarrollo. Hay mucho que podemos mejorar desde la gestión, la eficiencia, la inversión en procesos y en personas. Lo que hagamos hoy puede definir el lugar que va a ocupar nuestro sector petroquímico en los próximos 20 años”.
Al mismo tiempo, Petracci brindó un repaso de la agenda prevista para la jornada, marcando así el inicio del evento. A lo largo de los distintos paneles, se compartieron conceptos y reflexiones que dejaron en evidencia los principales desafíos y oportunidades del sector petroquímico.
El evento
En el panel 1, denominado “Claves Económicas para una Industria Competitiva”, participaron Diego Coatz, de la Unión Industrial Argentina (UIA); Pablo Giorgi, de OPIS (Dow Jones); y Jorge de Zavaleta, de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica de la República Argentina (CIQyP®), como moderador del espacio. En el mismo, se analizaron los factores macroeconómicos, productivos y globales que inciden en la competitividad del sector. Por su parte, Giorgi presentó un diagnóstico del escenario internacional marcado por sobreoferta y presión en los márgenes, subrayando que la competitividad seguirá dependiendo del acceso a materias primas baratas, donde Argentina tiene ventajas naturales. Mientras que, Coatz, destacó la necesidad de consolidar el orden macroeconómico y avanzar en una agenda micro que reduzca el costo argentino, potencie la productividad, promueva la inversión en infraestructura y modernice el sistema tributario y laboral, colocando al desarrollo industrial como motor clave del crecimiento sostenido.
En el panel 2, titulado “Del Algoritmo de la Inteligencia Artificial al Impacto Competitivo Real”, llevado adelante por Sandra Urrutia de YPF Química; en el que expusieron Dorlysu Moreno, Julieta Suárez, Mora Puricelli y William Pilaszek, todos integrantes de YPF S.A. A través de experiencias concretas, los panelistas mostraron cómo la inteligencia artificial ya está transformando procesos industriales clave en áreas como logística, entrenamiento y planificación operativa. Se presentaron herramientas como Gema, un entrenador virtual para contratistas, y Optimax, una plataforma de optimización en tiempo real que permite alinear operaciones con objetivos económicos y energéticos. Se destacó el rol central de las personas en esta transformación, la necesidad de fomentar habilidades digitales y el impacto real de estas innovaciones en la competitividad del sector.
Otros ejes
El panel 3, “Resiliencia Climática de la Infraestructura Industrial”, fue coordinado por Rodrigo Pontiggia, experto en gestión ambiental y adaptación climática, y contó con las exposiciones de Inés Camilloni (CIMA, UBA–CONICET) y Juan Pablo Sitá, especialista en Gestión de Riesgos y en Salud, Seguridad y Medio Ambiente. Se abordó la necesidad urgente de incorporar estrategias de adaptación ante el cambio climático en la planificación industrial, poniendo énfasis en el conocimiento científico actualizado, el análisis de riesgos climáticos locales y la preparación operativa frente a eventos extremos. Se destacó que la resiliencia debe ser parte de los planes de continuidad de negocio, integrando desde infraestructura crítica hasta formación del personal y seguros ambientales, en un contexto donde las amenazas climáticas ya impactan de forma directa sobre la productividad y la seguridad de las operaciones.
En el panel 4, “Impulsando la Competitividad desde la Ciencia y la Tecnología”, la conversación estuvo guiada por Gabriel Rodríguez Garrido, director ejecutivo del IPA®, y en formato entrevista, expusieron Darío Genua, secretario de Innovación, Ciencia y Tecnología de la Nación, y el Dr. Daniel Salamone, presidente del Directorio del CONICET. Por un lado, Genua subrayó que el desarrollo de los recursos humanos es un factor clave para el crecimiento industrial, y que debe pensarse con visión de largo plazo, articulando esfuerzos entre el Estado y el sector privado. También remarcó que esto implica hacerlo con innovación, educación y tecnología, y destacó el carácter transversal de la petroquímica en todas las cadenas estratégicas del país. Mientras tanto, Salamone sostuvo que la transformación productiva e industrial que demanda nuestro país requiere una apuesta decidida por el conocimiento científico como motor estratégico del desarrollo. Desde el CONICET se impulsa una articulación con el sector privado y entre el sistema científico-tecnológico y el sector productivo, con el objetivo de generar innovación con impacto real.
El panel 5, “Materias primas competitivas para el desarrollo de la industria”, fue moderado por Pablo Popik, de Compañía MEGA S.A., y tuvo como expositores a Juan Ignacio de Urraza (Transportadora de Gas del Sur – TGS), Jorge H. Foglietta (J.H. Foglietta Consulting LLC), Fernando Ahuad (PetroCuyo) y Bernardo Novis Ribeiro (Braskem). A partir del potencial de Vaca Muerta, se analizó la oportunidad única que tiene la industria petroquímica Argentina de acceder a gas rico en líquidos como etano y propano, esenciales para la expansión de la cadena de valor. Se destacó la necesidad de escalar el desarrollo del midstream, adoptar modelos logísticos eficientes y generar alianzas regionales para industrializar localmente o exportar esos recursos. Los oradores coincidieron en que la clave estará en aprovechar esta ventana histórica con decisiones audaces, inversión en infraestructura y una planificación que priorice competitividad, integración y sostenibilidad.
En el panel 6, “La sustentabilidad es competitividad”, Pablo Leidi, director de Sustenomics y fundador de ComunicaRSE, entrevistó a Sebastián Bigorito, director general y CEO del Consejo Empresario Argentino para el Desarrollo Sostenible (CEADS). La conversación giró en torno a cómo la sostenibilidad dejó de ser una agenda de nicho para convertirse en un factor estratégico de competitividad, cada vez más exigido por regulaciones, mercados y financiamiento internacional. Bigorito advirtió sobre los impactos de la nueva geopolítica en la agenda climática y el trilema energético, y subrayó la necesidad de pasar de una transición energética aspiracional a una pragmática. También llamó a profesionalizar la gestión sostenible en las empresas, con foco en la adaptación, la resiliencia y la integración de la sostenibilidad en el gobierno corporativo como vía para generar valor.
Finalmente, en el “Panel de CEOs”, la Jornada concluyó con las reflexiones estratégicas de cinco figuras clave del sector: Guillermo Petracci (Unipar), Tomás Córdoba (Compañía MEGA S.A.), Javier Sato (PetroCuyo), Marcos Sabelli (Profertil S.A.) y Matías Campodónico (Dow Latin America). La moderación estuvo a cargo de Jorge de Zavaleta (CIQyP®). El intercambio apuntó a trazar líneas de acción concretas desde el liderazgo empresarial para fortalecer al sector petroquímico argentino. Además, todos coincidieron en la necesidad de fortalecer la competitividad desde adentro de las organizaciones, a través de eficiencia operativa, innovación, transformación cultural y liderazgo técnico. También destacaron la oportunidad estratégica que representa Vaca Muerta y la disponibilidad de recursos energéticos y tecnológicos para relanzar inversiones. A su vez, valoraron las señales económicas que empiezan a estabilizarse y llamaron a superar la lógica de la escasez con una mirada de abundancia, cooperación público-privada y compromiso con el desarrollo sustentable.
En el discurso de cierre de la Jornada, que estuvo a cargo de María Florencia Rodríguez Mandrini, de YPF S.A., como presidente del Instituto Petroquímico Argentino (IPA®), se destacó que la competitividad del sector ya no puede medirse solo por la eficiencia operativa, sino que implica también sostenibilidad, innovación, colaboración y visión de largo plazo. Subrayó que el IPA® continuará siendo un espacio de diálogo, conexión e impulso para el desarrollo de una industria petroquímica que evoluciona integrando ciencia, tecnología, talento y compromiso intergeneracional. “La competitividad también es una cultura”, expresó, con respecto al espíritu colectivo y transformador que atravesó toda la Jornada.
La jornada
La Jornada del 2025 tuvo el apoyo institucional y organizacional de empresas como PetroCuyo, YPF Química, Unipar, y Compañía MEGA S.A., como sponsors. Mientras que, PLAPIQUI; la Sociedad Argentina de Construcción y Desarrollo Estratégico S.A. (SACDE); la Asociación Petroquímica y Química Latinoamericana (APLA); OPIS, una empresa de Dow Jones; la Cámara de la Industria Química y Petroquímica de la República Argentina (CIQyP®); Cyclus; ECOPLAS; el Consejo Nacional de Investigaciones Científicas y Técnicas (CONICET); la RedACTIVOS, interface entre los emprendimientos productivos de personas con discapacidad y las empresas; la Facultad de Ingeniería de la Universidad Austral; y la Secretaría de Innovación, Ciencia y Tecnología, acompañaron como Partners a la Jornada.
Nuevamente esta edición de la Jornada del el IPA®, fue un evento neutro en carbono por tercer año consecutivo, monitoreada por Cyclus, especializada en soluciones tecnológicas para el reciclaje y la economía circular. Una vez más, Cyclus, se encargó de medir y compensar la huella de carbono del evento, reafirmando su compromiso con la transformación sostenible de la industria.
Mauricio Martin, vicepresidente ejecutivo de Midstream & Downstream de YPF, aseguró que el proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), una megaobra de oleoducto y terminal portuaria, está avanzando según lo previsto. “Vamos a lograr financiar el 70% del proyecto. Esa ya es una realidad desde el punto de vista financiero, mientras que, desde el punto de vista operativo, con el aporte de los 7 socios, la obra ya se está concretando en el terreno”, aseguró el ejecutivo en Mindstream & Gas Day, evento organizado por EconoJournal en el Club Hípico.
“Estuve en Chelforó donde se estaba montando la planta de doble junta, la soldadura automática, y la verdad es que es un placer ver que empresas locales están llevando adelante un proyecto de tal magnitud con gran capacidad de integración local”, sostuvo Martín. El hombre de YPF reconoció que la parte onshore y offshore de la terminal es una de las más críticas, pero adelantó que están llegando ya las chapas para poder realizar las primeras partes del parque de 6 tanques que se van a construir en la costa, dijo que la tubería marina ya está adjudicada y que se está avanzando con la licitación de las monoboyas.
–Horacio Marín (CEO de YPF) comentó el otro día que la parte más crítica de la construcción del proyecto VMOS la ve en la parte portuaria. Argentina hace años que no construye una terminal de exportación en un lugar como Punta Colorada donde no hay un enclave de servicios. ¿Cómo encaran ese desafío? –le preguntó Nicolás Gandini, director de EconoJournal.
–Es un gran desafío el oleoducto en sí mismo. Lo estamos llevando adelante con empresas locales e internacionales de primer nivel. Estuve en Chelforó donde se estaba montando la planta de doble junta, la soldadura automática, y la verdad es que es un placer ver que empresas locales están llevando adelante un proyecto de tal magnitud con gran capacidad de integración local. Al mismo tiempo la parte onshore y offshore de la terminal es una de las más críticas. Están llegando ya las chapas que están configurándose para poder realizar las primeras partes del parque de 6 tanques que se van a construir en la costa, que van a permitir la carga de buques de 1 o 2 millones de barriles de capacidad de evacuación. La parte offshore es una de las más desafiantes porque hay varias empresas que concurren en forma simultánea para poder llevar adelante este proyecto. Estamos en etapa de licitación, tanto de las monoboyas como de la tubería marina. La tubería marina ya está adjudicada. En la parte del tendido hay dos tecnologías que compiten. Una es la de Tow-in que consiste en construir en tierra y tirar la línea semisumergida para llevarla entre 7 y 9 kilómetros para adentro. La otra tecnología es el s-lay que consiste en construir la tubería, soldarla e ir desplegándola con un buque especial. Muchos de esos buques están operando en el Mar del Norte y la escala que tiene este proyecto, de cortas distancias, es un aspecto desafiante para quienes están concursando. Ocho empresas están concursando por este proyecto, conjuntamente con las que nos van a proveer las monoboyas. Las monoboyas tienen características muy especiales. Las estamos adquiriendo tipo llave en mano. Se está configurando como una compra única a los fines de ganar productividad, obtener mejor capacidad de entrega y con eso poder mancomunar varias empresas que coexisten y que van a concurrir en el mismo tiempo y lugar para poder llevar adelante el proyecto.
–¿Hace cuánto que no se hace un proyecto de este tipo?
–Aquí en Argentina creo que la última fue la que hicimos en Chubut, Termap (Terminales Marítimas Patagónicas S.A.). Creo que fue la última infraestructura en la cual nos introdujimos mar adentro para poder constituir capacidad de transporte de gran escala. Es 1 millón de barriles aproximadamente lo que cargamos en Termap. Aquí vamos a tener la capacidad de amarrar buques de 2 millones de barriles, con lo cual eso nos da una escala suficiente para poder llegar a mercados muy competitivos, el asiático fundamentalmente, que demanda buques de mayor escala para alimentar a sus complejos industriales.
–¿Cuánto más competitivos pueden ser este proyecto una vez que esté materializado?
–El proyecto es competitivo por la escala que va a ganar. Estamos en el orden de los 550 mil barriles y el oleoducto tiene la capacidad de llegar con un 10% más de inversión a los 700 mil barriles. Hoy tenemos 7 socios, esperemos que se sumen algunos más, dado que el proyecto ya está mostrando capacidades de delivery en materia de ejecución. Con los 550 mil barriles vamos a poder cargar buques de 2 millones de barriles y eso ya nos da una escala significativa. El costo de los buques, en lo que refiere a la contratación es entre 2 y 3 dólares menores de lo que tenés cuando contratás un Suezmax. Nos encontramos en un nivel de competitividad de escala mundial.
–Marín decía hace unos días que probablemente en junio se cierre el Project finance por 1700 millones de dólares para financiar parte del proyecto. Si tengo que pensar hace cuánto que Argentina no cierra un Project finance de ese tipo deben ser más de 20 años. ¿Qué dificultades ves? Te lo pregunto porque si después el país no puede conseguir tasas competitivas cuando le ponés una tasa de descuento, al proyecto no cierra.
–El equipo de CFO de YPF, juntamente con los socios que han estado en Estados Unidos en una ronda de trabajo junto con los bancos que van a financiar el proyecto, prácticamente lo han logrado. A fin de mes deberíamos tener alcanzado el Project finance. Son cerca de 1700 millones de dólares junto a algún aporte local de fondos. Vamos a lograr financiar el 70% del proyecto. Esa ya es una realidad desde el punto de vista financiero, mientras que, desde el punto de vista operativo, con el aporte de los 7 socios, la obra ya se está concretando en el terreno. El proyecto tiene muy poco riesgo de no concretarse. Es una necesidad de la industria. La proyectamos hace mucho tiempo atrás, con muchas barreras que hubo que sortear. Estamos en un buen curso para llevar adelante no solamente VMOS sino también los proyectos de LNG a futuro.
La Secretaría de Energía oficializó un Acuerdo por la Hidroeléctrica Yacyretá entre los gobiernos de Argentina y Paraguay mediante el cual se establecieron condiciones de asignación de energía, cesión operativa y modalidad de pago, estableciendo una remuneración neta de u$s 28/MWh) para la energía entregada por la CHY al SADI, en el marco del Plan de Reestructuración Financiera de la EBY.
El convenio, firmado en mayo último, señala que regirá “durante el período comprendido entre la fecha de entrada en vigencia del Acta Acuerdo y el 31 de diciembre de 2025”.
La resolución 258/2025 que oficializa el texto convenido señala que “el valor establecido (de 28 dólares el MW) será considerado neto de todo cargo, tributo, deducción, retención o compensación que pudiera corresponder en virtud de transacciones económicas en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), debiendo ser íntegramente percibido por la EBY”.
Las partes acordaron un “procedimiento contable y financiero” mediante el cual la EBY emitirá una nota de crédito a favor de ENARSA por un valor de U$D 28 /MWh, en concepto de energía entregada al SADI.
Asimismo, se aplicará una nota de crédito adicional por la diferencia entre la tarifa histórica establecida en el Tratado de Yacyretá (del orden de los 50 dólares el MW) y el valor reconocido en este acuerdo “comunicándose dicha diferencia al Gobierno Argentino como compensación por deudas vinculadas a la construcción de la represa” (a cargo de Argentina).
En el marco de dicho procedimiento, la EBY informó a Energía que los montos correspondientes a las notas de débito emitidas por “Diferencia de tarifa” correspondientes a los años 2022, 2023, 2024 y al primer cuatrimestre del año 2025, que permanecen impagos, no serán exigibles como pagos directos, en tanto dichos importes se incorporarán al saldo de deuda reconocido por la S.E. bajo dicho concepto, a los efectos de ser tratados como créditos compensables en el marco del nuevo modelo financiero establecido.
La adecuación elimina el régimen previo de compensaciones presupuestarias mediante notas de débito; en este contexto, las diferencias serán registradas contablemente como una reducción de la deuda de la EBY con el Estado argentino.
Cabe referir que el referido Tratado (que data de 1973), establece, entre otras disposiciones, el derecho de cada país a retirar el 50 por ciento de la energía generada, y prevé mecanismos de compensación económica por la energía cedida por una parte a la otra. Sobre esa base normativa se formalizó la Acta Acuerdo, se indica en los considerandos de la R-258.
Asimismo, el Reglamento Internacional de Operación entre la Administración Nacional de Electricidad (ANDE) y la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA), aprobado en octubre de 2022, estableció los procedimientos técnicos y operativos para la coordinación de la interconexión energética entre el Sistema Interconectado de Paraguay (SINP) y el Sistema Argentino de Interconexión (SADI), incluyendo las pautas para la asignación de energía, programación de despachos, maniobras operativas, y solución de controversias.
La Secretaría de Energía aprobó nuevas tarifas máximas aplicable a los cargadores por el servicio de transporte de hidrocarburos líquidos efectuado a través de los oleoductos operados por Oldelval, que atraviesan las provincias de Neuquén, Río Negro, La Pampa y Buenos Aires, que tendrán una vigencia de cinco años.
Se trata de los oleoductos PUESTO HERNANDEZ – MEDANITO, MEDANITO – ALLEN, CENTENARIO – ALLEN, CHALLACÓ – CENTENARIO, CHALLACÓ – DESTILERÍA PLAZA HUINCUL y ALLEN – PUERTO ROSALES.
Las nuevas tarifas se adjuntaron como Anexo de la Resolución 256/2025 de la S.E., y surgieron del cálculo realizado por la Dirección Nacional de Transporte e Infraestructura de dicha cartera.
Las nuevas tarifas en dólares por metro cúbico transportado aprobadas no incluyen el Impuesto al Valor Agregado (IVA) y son las siguientes: PUESTO HERNÁNDEZ – MEDANITO Transporte U$S 3,7314 MEDANITO – ALLEN Transporte U$S 2,7810 ALLEN – PUERTO ROSALES Transporte U$S 9,6011 CENTENARIO – CHALLACÓ Transporte U$S 3,2333 CHALLACÓ – DESTILERÍA PLAZA HUINCUL Transporte U$S 1,2461 CENTENARIO – ALLEN Transporte U$S 2,4778
La empresa OLDELVAL S.A., al finalizar cada año calendario correspondiente al quinquenio 2025-2029, deberá remitir a la S.E. una certificación técnica – contable de una entidad de comprobable experiencia en la materia, relativa a las inversiones ejecutadas en los oleoductos que forman parte de su sistema de transporte que aseguren la calidad del servicio y las condiciones operativas del mismo.
Dichas inversiones serán auditadas oportunamente ya que al incluirse en el cuadro tarifario que se aprueba revisten el carácter de comprometidas.
La concesionaria, en su carácter de transportadora de los mencionados oleoductos, no podrá cobrar tarifas superiores a la aprobada por la resolución 256/2025.
La transportadora deberá informar anualmente, durante el mes de diciembre, las tarifas efectivamente aplicadas a sus cargadores por el servicio de transporte de hidrocarburos líquidos. Asimismo, se deberán presentar los contratos de transporte celebrados entre el transportador y el cargador.
El director de Gas del Ministerio de Minas y Energía de Brasil, Marcello Weydt, aseguró este miércoles que dentro del grupo de trabajo bilateral conformado con Argentina están trabajando en la elaboración de un tratado que establezca reglas en materia tarifaria y operativa. «Observamos varios elementos necesarios para promover esta integración. Este tratado será un elemento importante para regular y permitir que el gas fluya conjuntamente a través de todos los países que serán una vía de paso en este proceso en el que estamos creando un mercado competitivo”, afirmó el funcionario al exponer en un panel del Midstream & Gas Day, organizado por EconoJournal, junto a Soledad Lysak, directora de Gas Cono Sur de TotalEnergies, bajo la moderación de Roberto Brandt.
“No vemos ningún problema con que este tratado regule el flujo de gas dentro de los sistemas, y quien entre dependerá de la competitividad del precio y no de la infraestructura”, aseguró Weydt.
En ese conjunto de decisiones a adoptar en la región para fortalecer un mercado gasífero, Weydt consideró que, desde el punto de vista brasileño, “el mayor desafío es la integración tarifaria, porque si lo analizamos ya estamos integrados, ya tenemos puntos de conexión, y realizamos inversiones, pero lo que impide esta multiplicación es entrar en este círculo virtuoso de la integración tarifaria”.
Al respecto, aseguró que hay un “constante diálogo con todos los transportistas del lado brasileño, de Argentina y de Brasil para aprovechar una oportunidad única, porque el factor limitante, que es la inversión, ya lo tenemos”.
Llegar rápido y más lejos
Soledad Lysak se refirió a la experiencia de TotalEnergies de haber podido concretar a comienzos de abril la primera exportación de testeo de gas natural a través de la red de ductos de Bolivia, lo que “permitió comprobar que se puede llegar rápido, pero ahora para llegar lejos y realmente tener un impacto y que las exportaciones regionales y esta integración pueda ser relevante y duradera es necesario ir en conjunto con los demás productores y con los gobiernos”.
“La gente de YPFB, con una posición muy amena de colaboración tanto en su visión como productor, también como país de tránsito, dejó en claro que tienen la voluntad de que la integración ocurra, que las tarifas no estaban escritas en piedra, lo cual también es importante y necesitamos que todos aunemos esfuerzos”, agregó la directora de Gas Cono Sur de TotalEnergies.
Weydt, en otro momento de la charla, planteó los escenarios internos que Brasil afronta para la integración que suma demanda agregada para los productores de ambos países. “Hoy, nuestra industria está estancada. No hubo crecimiento porque en los últimos 14 años tuvimos una legislación que no favorecía la expansión de los ductos, es decir, de la infraestructura para el crecimiento del mercado. Y cambiamos este panorama en 2021, cuando se aprobó una nueva legislación sectorial para expandir la demanda y generar más competitividad”.
“Vemos un enorme potencial de suministro en Argentina porque Brasil inyecta el gas asociado debido a la escasez de infraestructura, y los nuevos proyectos ya cuentan con la infraestructura necesaria para el transporte —agregó el funcionario—. Pero necesitamos nuevas inversiones en ductos de transporte en regiones donde los ductos ya prestan servicio a varios segmentos. Es una industria que actualmente tiene alrededor del 40% de la industria nacional inactiva y podría estar consumiendo gas natural, pero hay que discutir el precio como gran desafío para los productores nacionales y también para los productores de Argentina y de Bolivia”.
En el cierre, Lysak planteó la dinámica interna de los precios que se puede esperar en Argentina en el corto plazo, con la vigencia del Plan Gas y el compromiso del Gobierno de revisar los componentes de fijación de ese precio para exportación, excluyendo la volatilidad de la referencia de la cotización del crudo Brent.
“Cuando surgió el Plan Gas, la producción era la mitad de lo que es hoy y ese crecimiento fue posible gracias a que existió una competencia donde todos ofertamos nuestro mejor precio para poder incrementar la producción. Y después de que el Plan Gas se vaya, espero que seamos todos inteligentes para entender que US$3 y US$3,6 es el precio mínimo y máximo que hace posible que una producción se mantenga. O de lo contrario tendremos un escenario en donde queremos comernos la cabeza unos a otros y puede que los precios bajen, pero la producción también decline porque el precio no está”, opinó la directora de TotalEnergies.
“Entonces —concluyó—, después del Plan Gas veo esos dos posibles escenarios. Espero que todos trabajemos en conjunto y no queramos llegar rápido para tener un año de ventaja de precio que alguna comercializadora pueda hacer una diferencia ese año. Necesitamos trabajar en contratos a largo plazo”.
La nueva edición del Midstream & Gas Day llevada a cabo por EconoJournal se desarrolló con una novedad: por primera vez se midieron las emisiones de Gases de Efecto Invernadero generadas por la organización y los asistentes.
La jornada tuvo lugar en el Club Hípico Alemán de Buenos Aires y reunió a referentes del sector energético y de la cadena de valor. Desde el comienzo, referentes de Svant, el software neuquino desarrollado por la empresa Proshale, invitaron a los asistentes a completar un formulario con información sobre su movilidad y alojamiento.
A partir de esos datos la compañía calculó las emisiones asociadas al encuentro, datos que servirán como base para acciones de compensación y para la toma de decisiones más responsables y sostenibles.
El impacto
En base a esta medición, EconoJournal avanzará en acciones concretas para reducir y compensar sus emisiones. En esa línea, Svant entregó cuadernos con información relevante para las organizaciones que desean comenzar a medir y gestionar sus emisiones y cómo el software puede ayudar en el proceso.
Para Svant y EconoJournal esta experiencia marca un paso importante: medir las emisiones de un evento abierto y multisectorial con el fin de generar encuentros cada vez más sustentables.
La industria oil & gas tiene el desafío de superar el reciente contexto internacional de baja del precio del barril de petróleo para escalar la producción de Vaca Muerta. José Biondi, gerente de Innovación y Tecnología de Vista Energy, remarcó que en este escenario “es determinante poner el foco en la eficiencia en la operación”. El ejecutivo destacó que lograr mayor competitividad es clave para superar “el escenario internacional actual que es muy complejo”.
“Hace tres o cuatro meses el escenario era completamente distinto. Sabemos que estamos en una industria con altibajos, es algo normal. La respuesta que tenemos es laagilidad, como ya hemos hecho en distintos escenarios y contextos”, indicó este miércoles el ejecutivo de Vista Energy en el Midstream & Gas Day, evento organizado por EconoJournal.
Biondi participó del panel “Los desafíos del sistema de Midstream” junto a Ricardo Hösel, CEO de Oldelval; Gustavo Martin, VP Comercial Cono Sur del Tenaris; y Guillermo Blanco, vicepresidente de Otamerica Argentina.
Oportunidad
Biondi subrayó que Vista está atravesando un cambio muy importante con la adquisición del área La Amarga Chica en Vaca Muerta: “Estamos parados en este escenario como primer productor independiente de petróleo del país y uno de los principales productores de petróleo de Vaca Muerta. Eso nos da la oportunidad para hacer foco en la eficiencia. Hay una oportunidad enorme para ser más competitivos, especialmente en lo que refiere a costo-pozo”.
Eficiencia
Biondi describió cómo es el foco que tiene Vista en la eficiencia: “Tenemos una plataforma basada en tecnologías que nos permiten tener todavía mucho camino por recorrer para ser más eficientes. Estamos trayendo tecnología y revaluando nuestra cadena de abastecimiento para capitalizar esa eficiencia”.
Como ejemplo de eficiencia, Biondi destacó que Vista está haciendo casing drilling (perforación y revestimiento en un solo paso) desde que comenzó el desarrollo en Vaca Muerta. Además, señaló que “es clave pensar la cadena de abastecimiento y en cómo construimos los pozos. Con canteras de cercanía, nos abastecemos de nuestra arena de fractura desde Río Negro, donde tenemos nuestra propia subsidiaria”.
Además, Biondi destacó que “tenemos el primer rig eléctrico (equipo de perforación) operando en Vaca Muerta. También, con nueva tecnología, estamos por automatizar la perforación de las secciones curvas. Contabilizamos 10 horas de eficiencia como un logro excelente. Significa que por cada equipo perforador enganchamos un pozo más al año. Esto lo tenemos que multiplicar por todos los equipos que tenemos. Para todo esto se requiere estar preparados para crecer”.
El ejecutivo contó que en siete años Vista Energy pasó de producir 20.000 barriles diarios a 80.000 barriles y que, con la adquisición de La Amarga Chica, “ya estamos arriba de 100.000 barriles”. Está todo dado para que, con infraestructura, podamos crecer a otras tasas”, aseguró. “Son ejemplos. Lo importante es que tenemos que seguir concentrándonos para lograr aún una mayor eficiencia”, concluyó Biondi.
Escenario internacional y midstream
Por su parte, Gustavo Martín, VP Comercial Cono Sur del Tenaris, afirmó que “el 35% de la producción industrial del planeta está en China. Esto generó desequilibrios que hacen que otros mercados reaccionen. Estados Unidos está comenzando a tomar medidas y se generó incertidumbre en el mundo. Por esto se están atrasando inversiones”.
La baja de la demanda mundial y el aumento de la oferta por la decisión de la OPEP de incrementar su producción provocaron que el precio del barril pase de 85 a 65 dólares. “Esto a la Argentina le pega. La capacidad de inversión de las petroleras en el país está relacionada al cash flow operativo. Con esto se financian. La baja en el precio internacional claramente genera un impacto. Quizá esta velocidad que veníamos viendo genere una ralentización una balanza energética”, describió Martin.
Ricardo Hosel, CEO de Oldelval, se refirió a los desafíos del midstream: “Con el proyecto Duplicar y el Rosa Negra de Otamerica, la capacidad de evacuación de la cuenca en Vaca Muerta es de 750.000 barriles, que son unos 550.000 barriles hacia el Atlántico y 200.000 a Chile y para alimentar la refinería de Luján de Cuyo”.
Además, indicó que “para fin de mes estamos firmando el contrato con tres cargadores principales del proyecto Duplicar Norte, que sería la ampliación aguas arriba de Allen (conectará Allen con Rincón de los Sauces), para conectar el hub norte de Vaca Muerta. Es una obra de US$ 380 millones y 200 kilómetros de ductos de 24 pulgadas. Va a tener una puesta en marcha temprana a fines de 2026 y se va a terminar a finales de 2027”.
“Con la terminación del proyecto Duplicar Norte y del Vaca Muerta Sur, la capacidad de evacuación de Vaca Muerta pasará a 1.200.000 barriles”, afirmó Hosel.
Guillermo Blanco, vicepresidente de Otamerica Argentina, afirmó que “tenemos que actuar como un pulmón para que no se frene la producción, por eso tenemos una capacidad de tancaje (storage capacity) de 300.000 barriles con seis tanques de 50.000 m3 cada uno, de los cuales ya hay tres en operación. Además construimos un muelle para la salida del producto”.
“El muelle no es común, está a 2 kilómetros de la costa, con una pasarela en el medio de la ría de Bahía Blanca. Puede manejar desde Panamax hasta Suezmax, es decir, buques que mueven hasta un millón de barriles. Estamos dando una respuesta a la necesidad que hay hoy de realizar exportaciones. En la actualidad se están exportando 200.000 barriles a través de este sistema”, concluyó Blanco.
La revisión quinquenal tarifaria aprobada este año por el gobierno nacional permitirá a las distribuidoras de gas modernizar su servicio y adecuarlo a las exigencias de los contratos de concesión. El diagnóstico fue compartido este miércoles por representantes de Metrogas y Naturgy en un panel sobre el segmento regulado de gas en el Midstream & Gas Day organizado por EconoJournal.
El gobierno oficializó a fines de abril los aumentos de tarifas que percibirá el segmento de distribución de gas natural y de electricidad durante los próximos cinco años. La revisión tarifaria también compromete a las distribuidoras a ejecutar planes de inversión.
Metrogas se comprometió a ejecutar un plan de inversiones que a valores de hoy asciende a 210.000 millones de pesos. Las erogaciones que Naturgy realizará serán muy similares, del orden también de los 210.000 millones de pesos.
Para las distribuidoras, la normalización tarifaria implica no solo eliminar la incertidumbre por el lado de sus ingresos sino también poder proyectar la mejora de la infraestructura.
«Nos da previsibilidad para encarar proyectos que no se podían realizar y de esa manera realizar un catch up de la infraestrucura que requiere un servicio como la distribución de gas, y a la vez pensar en nuevos proyectos para desarrollar cada vez un mejor servicio», dijo Sebastián Mazzucchelli, CEO de Metrogas.
Por otro lado, el CEO de Naturgy, Gerardo Gómez, ponderó que la compañía no tiene deuda y que la previsibilidad tarifaria mejora el acceso al mercado. «Lo más importantes es que vamos a poder repartir dividendos en los próximos años, es una señal muy importante tanto interna como para el país. La última vez que repartimos dividendos fue en el 2011″, explicó Gómez.
Modernización
Los representantes de Metrogas y de Naturgy subrayaron que gracias a la certidumbre tarifaria ya están realizando y proyectan nuevas inversiones en tecnología para modernizar la operación y el servicio que brindan a sus clientes.
«Vamos a invertir en lo que es medición de grandes clientes, en nuevas implementaciones de software y aplicativos que acompañan el proceso de digitalizacion que estamos viviendo dentro de Metrogas. Hoy el 97% de las gestiones que realizan nuestros clientes con Metrogas son por canales no presenciales», puntualizó Mazzucchelli.
«Venimos muy retrasados en tecnología y estamos trabajando al respecto. Incorporamos inteligencia artificial para atender a los clientes, también teleinformación de las estaciones reguladoras y haremos un cambio en el sistema comercial tanto para Naturgy BAN como para el NOA«, dijo Gómez.
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–¿En qué estado se encuentra el proyecto de Southern Energy?
–El año pasado cuando participé de este evento estábamos todavía en la etapa inicial, ni siquiera habíamos firmado los acuerdos definitivos. El 4 de julio del año pasado firmamos los acuerdos definitivos, aunque sujetos al FID (Decisión Final de Inversión). El FID se concretó para el primer barco el 1 de mayo de este año. Lo lindo para contar de ese proyecto es la velocidad con la que se hizo. Hace 14 meses estaba visitando el barco Hilli en Camerún y desde ese momento hemos podido firmar los acuerdos definitivos y sumar socios. Me parece que se armó un consorcio muy interesante en cuanto a diversidad con YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG. También presentamos la adhesión al RIGI, que lo obtuvimos. Federico (Veller) comentó que obtuvimos un permiso de exportación. Vale la pena remarcar que se otorgó un permiso de exportación de gas por 11,5 MMm3/día de exportación por 30 años es algo inédito para Argentina. Se trabajó muy bien con la Secretaría de Energía para poder obtener eso. Y se obtuvieron todos los permisos ambientales en Río Negro. Haber logrado todo esto en un año es algo súper relevante para Argentina. Ahora viene la segunda etapa, que es el segundo barco, que todavía no tiene firmado el FID. Hay una serie de cuestiones que se tienen que cumplir en los próximos meses, entre ellas la ampliación del RIGI. El RIGI es fundamental para este tipo de proyectos. Sin RIGI esto no hubiese sucedido. Lo otro fundamental es que entre esta semana y la que viene vamos a presentar un nuevo permiso de exportación para este segundo barco de casi 16 MMm3/día. Estamos hablando de casi 6 millones de toneladas, unos 27 MMm3/día en total y unos 2500 millones de dólares de ingresos para el país, aunque esto último depende del precio del GNL.
–Ese segundo proyecto involucra un gasoducto dedicado de la cuenca neuquina, ¿cuándo piensan licitar ese gasoducto?
–Nosotros inicialmente visualizamos este proyecto como estacional porque era un barco y había capacidad excedente en el verano. Durante el proceso de maduración del proyecto, nos dimos cuenta que íbamos a estar muy apretados en cuánto a números. Entonces encontramos este otro barco para complementar, darle masa crítica y justificar un caño. Hoy lo que me ocupa buena parte del tiempo es el caño dedicado. Este tema es fundamental para el proyecto porque sin caño dedicado no hay segundo barco. De acá a fin de año vamos a estar trabajando para poder lanzar todo el proceso. Acordate que el Hilli llega a mediados de 2027. Después va a llevar un tiempo el sistema de amarre y comisionado, que debería ser corto en el caso del Hilli porque es un barco que ya opera. La idea es estar operando a fines de 2027 y que el segundo barco llegue en 2028, para lo cual necesitamos tener un caño dedicado en el invierno de 2028 y estar con los dos barcos operando full time.
–Generar la comercialización y encontrar los offtakers debe ser súper complejo. El otro día Marcos Pourteau decía que tienen firmados acuerdos de confidencialidad con cerca de 30 empresas interesadas, ¿cuán difícil es el proceso de generar confianza para demostrar que Argentina puede exportar GNL en 2027?
–Es súper complejo. Hemos recibido varias propuestas de players de diferentes partes del mundo. Hay un abanico grande de interesados con distintos perfiles de consumidores. La particularidad que tiene nuestro proyecto es que no estamos vendiendo como un proyecto tradicional greenfield de LNG en Estados Unidos que requeriría project finance y contratos de 15 o 20 años. Como no estamos requiriendo eso, no estamos visualizando una comercialización de 15 años. Estamos con un foco de mercado de corto plazo. Eso nos amplió el interés por parte de distintos clientes. Noto muchísimo interés en Argentina como nuevo punto de suministro mundial. Tener una opción más es muy bien recibida. Cuando planteás el proyecto, el foco de los clientes no está en la confianza sino en ser competitivo con el precio. Obviamente, también tienen que estar las garantías por si fallás. La clave es la competitividad que pueda tener el GNL argentino frente a otras alternativas.
–Teniendo en cuenta la primera etapa delHilli que supone el aprovechamiento de capacidades existentes, más allá de la construcción de este gasoducto de 15 kilómetros y la infraestructura marítima, ¿tienen confianza para lograr un precio competitivo?
–Si se ven los precios 2028/2030 se puede observar que están cayendo. Las proyecciones que hay dan GNL puesto en Río Negro más bajo, pero creemos que estamos ahí. Estamos buscando algunas estructuras creativas comerciales para ver cómo atender ciclos de precios bajos. Al entrar el segundo barco hay sinergias. Hoy el Hilli es subóptimo en cuanto al almacenaje que tiene. Si viene un barco a cargar no puede hacer una carga full. Tiene que hacer carga parcial, desamarrarse, estar dos o tres días y volverse a amarrar para completar la carga. Todo eso lleva 5 o 6 días. Eso es competitivo. Con los dos barcos se soluciona parte de ese problema porque hace carga parcial, se mueve, hace carga parcial el otro barco y se va. No es el óptimo, pero mejora respecto de la situación inicial en la que estamos. Estamos buscando estructuras creativas que nos mitiguen los escenarios de precios bajos con los clientes y las hay. Cuando hablamos con traders y players globales hay inclinación para buscar soluciones y mitigar la volatilidad en el precio.
–¿Este proyecto de Southern Energy puede cumplir un rol en la integración energética con Brasil?
–Sí, definitivamente. No es este proyecto o la exportación regional sino este proyecto y la exportación regional. Hay que tratar de maximizar la infraestructura existente con Chile y darle más continuidad. Con Brasil la lógica es empezar a través de Bolivia, sobre todo en el interrumpible. Hay mucha inversión por hacer para ir a algo firme. Southern Energy es un complemento bueno para Brasil porque si bien no está focalizado en el mercado brasileño por la flexibilidad que requiere Brasil es una buena alternativa para el gas por gasoducto.
El subsecretario de Combustibles Líquidos, Federico Veller, aseguró este miércoles que el gobierno busca generar certidumbre y respeto absoluto de los contratos para volver a generar confianza. “Tanto la certidumbre como el respeto de los contratos nos va a permitir poder pensar en contratos de 5 o 10 años para realizar la infraestructura necesaria para exportar a Brasil o Chile”, aseguró el funcionario al participar en la inauguración del Midstream & Gas Day organizado por EconoJournal en el Club Hípico. Veller analizó explicó también la redefinición del esquema de precios mínimos del gas ya no atado al Brent que se anunció la semana pasada y detalló los avances en el grupo de trabajo que se creó con Brasil para evaluar alternativas de exportación. “No está en la intención de esta administración tomar una decisión de cuál es la mejor alternativa. Esa decisión corre por cuenta del sector privado, que tiene que sopesar los beneficios y riesgos y terminar eligiendo cuál es el camino”, agregó.
Federico Veller, subsecretario de Combustibles.
–El recurso del gas está y las productoras han hecho una curva de aprendiza en lo que respecta al abaratamiento del gas de Vaca Muerta con el aumento de productividad de los pozos. El desafío es recuperar mercados regionales, que muchas veces se desatendieron y maltrataron, y armar una red de mutua confianza y comercialización con Brasil. ¿Qué está haciendo el gobierno para potenciar esas oportunidades? –le preguntó Nicolás Gandini, director de EconoJournal.
—Lo que está haciendo el gobierno lo resumiría en dos aspectos: generar certidumbre y respeto absoluto de los contratos. Si logramos llevar adelante estas dos cuestiones vamos a recuperar esa confianza que hemos perdido. ¿A qué me refiero con certidumbre? La primera certidumbre viene dada por una medida muy importante que se tomó el año pasado que es la Ley Bases. La Ley Bases en el capítulo hidrocarburos genera certidumbre absoluta para aquellos exportadores que tienen el derecho de exportar el hidrocarburo. Una vez obtenida esa autorización no hay ningún funcionario que pueda cambiarla. Esto es fundamental que se entienda para poder establecer contratos plurianuales, como hemos impulsado desde agosto del año pasado, y para convertir esos contratos con visión 2026/2028 en contratos que vayan más allá de 2030. Además, permite a compañías como Southern Energy tener la certeza de una autorización de exportación por los próximos 30 años y que está basada en una ley que lo respalda. Eso simplifica y muestra lo que para esta administración significa la palabra certidumbre. La segunda clave es el respecto a los contratos. Tenemos una larga historia de no respetarlos. Tenemos varios ejemplos para mostrar nuestra convicción más absoluta de respeto a la propiedad privada. Por un lado, hemos tomado la decisión firme de cumplir a rajatabla el Plan Gas hasta 2028. Son contratos que permitieron revertir el declino de producción de gas y tener las expectativas que hoy tenemos hacia el futuro. El Estado argentino ha firmado con las productoras compromisos hasta fines de 2028 por un volumen muy importante, equivalente al 70% u 80% de la producción, y se decidió cumplirlo. Además, hemos otorgado autorizaciones de exportación a Chile y dimos clara certidumbre de cumplir el contrato firme, haciendo prevalecer un contrato firme por sobre uno spot del lado argentino. Tanto la certidumbre como el respeto de los contratos nos va a permitir poder pensar en contratos de 5 o 10 años para realizar la infraestructura necesaria para exportar a Brasil o Chile.
–¿Cuánto tiempo puede llevar reeducar a ese sistema de actores que están seteados para sobrevivir en un escenario de mucha volatilidad e incertidumbre y a los que ustedes les piden confiar en el largo plazo?
–Creo que va a llevar cierto tiempo. Espero que no mucho más de un año. Estamos en plena transición. La semana pasada tomamos una decisión muy interesante en este sentido que tiene que ver con que CAMMESA empieza a operar en el spot. Todos los inviernos muchos comercializadores e industriales estaban acostumbrados a no contractualizar a sabiendas de que iba a haber un Estado detrás que siempre los iba a rescatar. Se buscaba la ventaja de corto plazo de comprar barato y luego maximizarlo y no asumir el riesgo de no tener el gas. A partir de que CAMMESA pueda jugar en el spot y de que los generadores se hagan cargo de comprar su propio combustible, eso empieza a cambiar. Son señales que le estamos dando al mercado. Tenemos que acostumbrarnos a trabajar de otra manera. Los privados tienen que empezar a medir los riesgos sin tener al Estado siempre detrás para que asuma las consecuencias.
–Acaban de anunciar la semana pasada la redefinición del esquema de precios mínimos del gas ya no atado al Brent.
–La reducción de precios mínimos tiene que ver con responder a una necesidad que vemos en el mercado. Esto lo plantean clientes chilenos y brasileños que representan a la demanda de gas industrial de generación en los países vecinos. Ellos dicen que la volatilidad del Brent afecta la toma de decisiones de largo plazo. Por otra parte, generaba una distorsión con respecto al precio que se utiliza en el mercado interno. Creo que es una buena señal sacar volatilidad e igualarlo a las mismas condiciones que se toman en cuenta en cada cuenca para definir los precios internos. Tiene que ver con generar esas condiciones que permitan tomar decisiones de largo plazo.
–Usted es el principal representante del gobierno argentino en el grupo de trabajo con Brasil que está evaluando alternativas para integrarse en materia de gas natural. ¿Qué nos puede contar sobre lo que se está discutiendo en ese espacio?
–Para los que no saben, en noviembre se firmó un MOU en Brasil entre el Ministerio de Minas y Energía y el Ministerio de Economía. A partir de enero iniciamos una serie de reuniones. El primer logro es poner sobre la mesa un objetivo común y tratar de entender dónde están los cuellos de botella y las asimetrías regulatorias. Cuáles son las piedras que tenemos que sacar del camino para lograr que esa integración sea exitosa. Se revisaron en conjunto diferentes alternativas de exportación de gas, diferentes alternativas de infraestructura necesaria para incrementar los volúmenes de gas con una demanda de Brasil muy importante. Hemos invitado a la mesa a los actores privados, tanto productores, transportistas como clientes. No está en la intención de esta administración tomar una decisión de cuál es la mejor alternativa. Esa decisión corre por cuenta del sector privado, que tiene que sopesar los beneficios y riesgos y terminar eligiendo cuál es el camino.
–Hay un proyecto del gobierno para avanzar con una reforma del sector eléctrico para permitir que las generadoras vuelvan a comprar combustibles, ¿cuál puede ser el impacto en el mercado de gas natural?
–Está relacionado con lo que comenté antes sobre la posibilidad que tienen los generadores de administrar su combustible, aunque obviamente en un porcentaje porque hay que cumplir los contratos vigentes, como el Plan Gas. Es una agenda muy interesante y vamos a ir administrando la transición. Es muy relevante para la normalización del mercado de gas y electricidad.
Future Energy Summit (FES), la gira de encuentros de profesionales de las energías renovables, llegará a Perú el próximo 29 de septiembre y promete una importante convocatoria del sector energético local e internacional.
Se espera la confluencia de más de 500 stakeholders, incluyendo ejecutivos de empresas de generación, distribución y transmisión, así como inversores y expertos en financiamiento de energías renovables.
Entre los primeros asistentes, confirmaron su participación Marco Fragale, CEO de Orygen y Walter Sciutto, CEO de Pluz Energía Perú, dos empresas claves del mercado eléctrico peruano.
En concreto, los ejecutivos formarán parte del panel denominado “La visión estratégica de los grandes actores para el impulso de la Transición Energética de Perú” junto a otros pares de empresas del sector.
La participación de este perfil de ejecutivos y empresas no es menor. Lideran negocios en el mercado eléctrico peruano y tienen en cartera importantes proyectos para los próximos años.
Orygen cuenta con más de 2,3 GW de capacidad instalada, destacándose como la principal generadora de energía eólica y solar del Perú. Y la empresa va por más al avanzar con un portafolio que supera los 10 GW renovables en todo el país.
Los planes de inversión 2025-2029 de Pluz Energía Perú incluyen más de 5 obras de infraestructura de transmisión, entre subestaciones y líneas que unirán zonas estratégicas para el despliegue de nuevos proyectos.
Esta primera edición de FES Perú se desarrollará en un contexto donde el parque de infraestructura de generación y transmisión está en plena expansión y la implementación de modificaciones legislativas y reglamentos motivaría nuevas licitaciones.
En la actualidad, la potencia instalada de eólica y solar en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) alcanza los 1503,1 MW en centrales en operación. Pero el horizonte de nuevos negocios es enorme.
La cifra de desarrollos renovables no convencionales asciende a 22.995,7 MW distribuidos entre 103 proyectos con Estudios de Pre Operatividad (EPOs) aprobados por el ; de los cuales, 15 que suman 2,9 GW ya cuentan con concesión otorgada y se encaminan a potenciar la generación en Perú.
¿Cuándo ingresarán al sistema? ¿A quién venderán energía? ¿Está la infraestructura eléctrica preparada para este volumen de proyectos? Son algunas de las preguntas que abordará el encuentro FES Perú.
La agenda del 29 de septiembre incluirá una jornada matutina y otra vespertina con paneles de discusión, espacios de networking y presentaciones destacadas sobre el impacto de la nueva regulación en la competitividad del sector.
Uno de los aspectos centrales que se abordará en FES Perú es la posibilidad de que los generadores firmen contratos de suministro de energía directamente con grandes usuarios sin la exigencia de contar con potencia firme, un cambio fundamental introducido tras la modificación de la Ley 28.832.
Además, el modelo de licitaciones públicas se renovará con la introducción de bloques horarios. Este enfoque permitirá una mejor segmentación de la demanda y una mayor eficiencia en la asignación de contratos, facilitando la integración de energías renovables en el sistema eléctrico.
En el encuentro, empresarios y representantes de organismos internacionales debatirán sobre estas oportunidades que surgen con la apertura del mercado, los nuevos esquemas de contratación y próximas licitaciones.
Las entradas para FES Perú están disponibles. Aproveche los tickets early bird. Y no se pierda la oportunidad de asistir y ser parte del encuentro líder del sector.
La estabilidad fiscal, cambiaria y financiera se posiciona como un pilar imprescindible para el desarrollo de las energías renovables en Argentina. Así lo consideró Jorge Brito, accionista de Genneia y presidente de River Plate, quien remarcó que sin previsibilidad no se pueden encarar proyectos a futuro, ya sea en generación o infraestructura crítica como las líneas de transmisión.
“La estabilidad económica permite invertir, permite visualizar el negocio de largo plazo”, expresó Brito durante la inauguración oficial del parque eólico La Elbita en Tandil, en el que EnergíaEstratégica estuvo presente.
El empresario y dirigente deportivo argentino celebró la estabilidad económica lograda bajo la gestión de Javier Milei, más aún si se tiene en cuenta que Argentina ha sido un país caracterizado por vaivenes en su economía y en el riesgo país (actualmente es de 680 pero llegó a superar los 2100 puntos en los primeros meses de gobierno) y que ha tenido dificultades para lograr financiamiento externo o resolver la falta de pagos dentro de la industria eléctrica.
Desde la perspectiva de Brito, el actual escenario de estabilización ofrece un punto de partida para destrabar cuellos de botella estructurales. Una de ellas es la insuficiencia en el transporte de energía, identificada como la principal limitante para expandir la capacidad instalada de fuentes renovables.
“Se requiere también de una inversión importante en transporte de energía, a largo plazo y que requiere de estabilidad económica. Están sentadas las bases para empezar a resolver un montón de problemas, entre ellos la falta de transporte eléctrico, y Genneia tiene la gimnasia financiera para participar de obras de transmisión” afirmó.
Incluso, desde la compañía admitieron que jugarán un papel central en la ampliación de la red, siempre y cuando exista un marco regulatorio claro que habilite y acelere la concreción de inversiones de esa índole, ya sea como Genneia o mediante un consorcio de empresas renovables con vocación para ello.
Brito también dio a conocer cómo se sustenta la estrategia renovable de la compañía y cómo se han convertido en el generador con mayor capacidad verde instalada en Argentina.
Bajo ese contexto, reveló que el 70% de la inversión de la compañía se financia con crédito y, ante un horizonte de estabilización, podrían movilizarse proyectos renovables a través del mercado local.El dato cobra peso ante la necesidad de contar con condiciones financieras competitivas para mantener el ritmo de expansión.
Actualmente, el 100% del fondeo proviene de mercados internacionales. Sin embargo, un entorno de estabilidad permitiría canalizar inversiones también desde el mercado local. Entre los indicadores positivos destaca el repunte en los depósitos en dólares, especialmente tras el blanqueo y que la recuperación del acceso a crédito bancario, a fin de mejorar la canalización de préstamos en dólares hacia sectores productivos.
Argentina, además, dispone de un recurso natural de alto valor estratégico. “El potencial o el recurso que tenemos, tanto fuentes eólicas como solares, es inagotable, es inmenso”, señaló el empresario, aunque advirtió que su aprovechamiento exige resolver las barreras estructurales que impiden su masificación.
El RIGI y su impacto relativo en renovables
El Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), impulsado por el Gobierno, genera expectativa en sectores industriales. No obstante, el banquero relativizó su alcance en el caso del sector energético, particularmente en proyectos renovables.
A su entender, este tipo de iniciativas ya cuenta con un marco fiscal favorable -bajo la Ley N°27191- y excepciones impositivas que la actividad convencional no posee actualmente; por lo que el diferencial que ofrece el RIGI sería “menor” que en otras industrias.
Chile sigue a un ritmo creciente en su transición energética y quedó a las puertas de sobrepasar los 1000 MW de potencia instalada en sistemas de almacenamiento BESS (battery energy storage system), ya sea mediante proyectos híbridos o stand-alone.
El país suma 999 MW de potencia operativa en baterías (con capacidad de 3995 MWh) y otros 574 MW (2388 MWh) que se conectarán al Sistema Eléctrico Nacional (SEN) en el cortísimo plazo, de acuerdo al último reporte sectorial de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA).
Entre los últimos hitos se destaca la entrada en operación del sistema de almacenamiento BESS Capricornio, perteneciente a ENGIE Chile, proyecto que cuenta con una capacidad instalada de 48 MW/264 MWh y que almacena la energía generada por el parque solar Capricornio durante 5 horas a través de 96 contenedores.
De este modo, la inyección de sistemas BESS en Chile alcanza 150,92 GWh en lo que va del presente año y representa alrededor del 2,1% de la producción total de energía del país.
“En menos de tres años de desarrollos, tenemos +1,2 de almacenamiento stand alone en operación, pruebas y construcción. Y en evaluación, en stand alone, nuevamente, +8,6 GW. Es una cifra que supera todas las expectativas que tuvimos en esta tecnología. Además, revisa las cifras de los proyectos híbridos solares”, sostuvo Ana Lía Rojas, directora ejecutiva de ACERA.
Pero la tendencia no frenará ahí, sino que se espera un crecimiento sostenido y estratégico en materia de storage. ¿Por qué? Según las cifras compartidas por el gremio, existen 3576 MW (15638 MWh) de proyectos de almacenamiento en construcción, con una autonomía promedio de 4,37 horas.
De ese total en distintas fases de obras, 59% corresponde a hibridación de parques fotovoltaicos (2109 MW – 9.885 MWh) y 29% a proyectos BESS stand – alone (1035 MW – 4205 MWh).
Además, hay 8299 MW aprobados de capacidad de baterías, mayormente asociados a centrales solares (5418 MW), seguido por sistemas stand – alone (1638 MW), hibridación de parques FV + eólicos (624 MW) y un número reducido de 9 MW de la combinación BESS con eólica.
Mientras que la potencia BESS en distintas etapas calificación oscila en torno a 14597 MW y supera la suma entre la capacidad operativa, en pruebas, construcción y aprobada.
«Además, ACERA ha identificado riesgos, consecuencias y propuestas de mejora para distintas discusiones regulatorias en curso, especialmente el DS125, que impacta en el desarrollo, valorización y operación de sistemas de almacenamiento. Es fundamental que el marco regulatorio aborde los riesgos asociados y establezca principios de claridad en las reglas de participación, equidad en la remuneración y prevención de dobles pagos. Esto garantizará un entorno que favorezca un desarrollo sostenible y eficiente de los SAE en Chile, impulsando una transición energética robusta y alineada con los objetivos de descarbonización del país», agregó Ana Lía Rojas.
«Es fundamental relevar la necesidad de que toda modificación normativa que tengan por objeto regular nuevas tecnologías de naturaleza flexible debe ser diseñada en torno a principios que garanticen un desarrollo eficiente del sistema. Estos principios se resumen en tener señales de precio eficiente y que la regulación incentive el desarrollo eficiente de tecnologías flexibles estableciendo reglas que permitan capturar el valor sistémico de estas tecnologías. Esto implica que se debe reconocer su valor en todos los mercados en que participan estas tecnologías, es decir, en la fijación del Costo Marginal, en el mercado de servicios complementarios (SSCC) y en el Mercado de potencia de Suficiencia. Además, debemos propender a un marco regulatorio que, en las etapas de evaluación de infraestructura, proyecten adecuadamente el comportamiento operacional y económico del proyecto de almacenamiento. Es importante que la regulación promueva la minimización de comportamientos discrecionales o de difícil previsibilidad de parte de los agentes públicos (regulador, operador del sistema y fiscalizador) y de esta forma no aumentar el riesgo de los proyectos de almacenamiento», agregó en diálogo con Energía Estratégica.
El gobierno mexicano ha comenzado a impulsar iniciativas para fortalecer la producción nacional a través de incentivos vinculados al contenido nacional. El Plan Nacional de Desarrollo 2025-2030 y el Plan México delinean con claridad esta intención. Sin embargo, en el sector de energías renovables, las condiciones actuales parecen aún estar lejos de permitir un cumplimiento efectivo.
«Yo lo veo difícil», advierte Elie Villeda, profesional del sector energético, al ser consultado por Energía Estratégica sobre si México está preparado para detonar una industria nacional fotovoltaica ante potenciales exigencias de contenido nacional.
El Plan México, anunciado por la presidenta Claudia Sheinbaum Pardo en enero de 2025, incluye acciones como aumentar la soberanía energética y fortalecer la fabricación nacional de vehículos eléctricos e híbridos, en línea con el desarrollo tecnológico y la innovación.
A esto se suma una tercera línea: aumentar el contenido nacional en las compras públicas, lo que podría impactar directamente en el sector fotovoltaico entendiendo que sólo durante este año la Comisión Federal de Electricidad (CFE) llevaría a cabo dos licitaciones de 300 MW y 280 MW para las siguientes fases de la Central Fotovoltaica Puerto Peñasco.
Sin embargo, para que un módulo solar sea considerado como de origen nacional, Elie Villeda insiste en que se debe evaluar toda la cadena de valor. «Tienes que desarrollar toda la industria que viene detrás… poner plantas de refinación de silicio, hacer los lingotes, las obleas, las celdas», y no limitarse al ensamblaje.
En ese sentido, compara el enfoque de México con el de Estados Unidos, donde los incentivos están ligados al origen de componentes críticos. «Si nada más es ensamblaje, en Estados Unidos no te van a dar los incentivos de contenido nacional», ejemplifica sobre el modelo estadounidense.
«El CHIPS and Science Act de Estados Unidos tiene mayores incentivos para que cualquier empresa se vaya a poner en Estados Unidos ¿Porqué irías a poner en México una planta de semiconductores?», observa Villeda. Desde su perspectiva los esfuerzos locales en materia de semiconductores, que fue anticipado en febrero por las autoridades, podría ser aprovechado por centros de investigación más que para el fortalecimiento de una industria.
El aumento de aranceles al acero y aluminio por parte de Estados Unidos es otro tema en boga. El profesional advierte que esto también impacta directamente a México y que esa situación podría estar frenando anuncios oficiales de la presidencia relacionados al sector de semiconductores y metales, que podrían repercutir en el subsector eléctrico.
Actualmente, México cuenta con una capacidad de ensamblaje de entre 600 MW y 800 MW anuales, pero «todas las celdas justamente vienen de China», recalca Villeda. En su visión, una industria local para fotovoltaica difícilmente podrá competir si solo destina sus esfuerzos al mercado local. «Creo que le convendría mucho a México», sostiene, siempre y cuando se tenga acceso al mercado de Estados Unidos, que es «el más competitivo y el que te paga más, para que realmente sea factible poner una planta, no sé, de 1200 MW de celdas en México».
Durante la entrevista con Energía Estratégica, Villeda también abordó la falta de definiciones claras en torno al contenido nacional en el país. Mientras que en EE.UU. se evalúan subproductos como las celdas y el vidrio (este último con industria local consolidada en México), «si lo vas a englobar en una sola cosa», como el ensamblaje, se pierde el incentivo para el desarrollo de una cadena industrial completa.
Además del enfoque técnico y comercial, el profesional advierte sobre un punto clave: la energía ya disponible en el país. Una producción local de celdas requeriría más consumo eléctrico, lo cual podría presionar aún más la red. «Quieres incentivar con más manufactura, cuando no tienes la energía», plantea el profesional consultado.
En el marco de las reformas estructurales impulsadas por el Gobierno, a comienzos de junio se publicó en el Diario Oficial de la Federación un decreto para fomentar la inversión en la industria farmacéutica y en la investigación científica, lo cual genera interrogantes sobre posibles réplicas hacia otras industrias estratégicas, como lo pueden ser las energías limpias.
En este punto, Elie Villeda introduce una conexión importante: la reglamentación secundaria del sector energético también está en evolución. «Están terminando de desarrollar las reglas de mercado», explica, en relación a los cambios derivados de las reformas constitucionales que fortalecieron el rol de la CFE. Para el entrevistado, esto podría influir directamente en cómo se defina y aplique el contenido nacional en las futuras normativas del sector.
El modelo de minería en Perú está experimentando una reconversión estructural: a la lógica extractiva tradicional se suma ahora una visión de largo plazo, alineada con estándares ESG y demandas globales. Y con una cartera de exploración minera 84 proyectos, el país avanza hacia un esquema de desarrollo que combina rentabilidad con sostenibilidad.
“Tenemos una inversión de 1.039 millones de dólares y una enorme cantidad de empleos que tenemos y vamos a tener de manera directa o indirecta, junto a beneficios para la población que está alrededor de la minería. Yo creo que eso es lo que justamente trae en expectativa todos los proyectos de exploración minera, y el Perú eso no es ajeno a que la población en general pueda participar de los beneficios que trae el sector minero formal y seguro”, declaró Adriana Aurazo, vicepresidenta de Asuntos Ambientales, Sociales y de Sostenibilidad de Southern Peaks Mining (SPM).
El empleo minero en el Perú registró 238 mil trabajadores durante el 2024, logrando su cifra más alta históricamente. De acuerdo con datos del Instituto Peruano de Economía (IPE), el efecto multiplicador del empleo minero se tradujo en que de cada puesto de trabajo directo se generaron 8.2 puestos de trabajos indirectos, aumentando el impacto positivo en el país.
De allí, el Estado avanza en la promoción y difusión de inversiones en este sector productivo. Además de la cartera de exploración minera 2025 presentada por el Ministerio de Energía y Minas del Perú en marzo de este año, la nueva Cartera de Proyectos de Inversión Minera publicada a finales de abril, suma 67 iniciativas —33 green field y 34 brown field— con foco en cobre, oro, plata y zinc, con una fuerte concentración en el sur andino (45,5% del total de inversión).
En este escenario, el suministro eléctrico emerge como un componente estratégico de la operación minera. Según Adriana Aurazo, el desarrollo de infraestructura propia es clave para garantizar continuidad y autonomía operativa: “Lo que consumes tienes que aportarlo de una u otra manera”, afirmó durante una entrevista con Energía Estratégica. Casos como el de Cerro Verde, que tiene en Arequipa su sede de minería y está generando energía desde Piura en el norte del país, ilustran esta lógica de búsqueda energética.
Southern Peaks Mining (SPM) ya ejecuta esta transformación en terreno. Aurazo, subraya que en la Compañía Minera Condestable (CMC) operan con 100% energía renovable, e integra vehículos eléctricos en todos los niveles de operación, no sólo en la superficie del terreno sino también dentro de las minas.
Este tipo de decisiones responden a factores tanto operativos como estratégicos. Por un lado, la baja de costos de la solar fotovoltaica, baterías y vehículos cero emisiones ha abierto un nuevo abanico de oportunidades para las empresas en zonas remotas, donde la logística energética es más compleja.
“La minería verde tiene que ir de la mano con energías renovables”, sostiene Aurazo. Pero advierte sobre una deuda pendiente: “Faltaría que estos certificados de energías renovables que dan las empresas de suministro energético, puedan también tener un respaldo en pequeña escala”, explica, anticipando que podrían haber avances en este sentido con algunas iniciativas que están promocionando desde el Ministerio del Ambiente.
Además del abastecimiento interno, algunas empresas extienden el beneficio a las comunidades cercanas, contribuyendo a la electrificación rural y fortaleciendo el vínculo social: “También se aporta con proyectos de electrificación, en algunos casos rural, para que nuestro consumo no sea en detrimento de la población y genere una falta de recursos energéticos”, remarcó la vicepresidenta de Asuntos Ambientales, Sociales y de Sostenibilidad de Southern Peaks Mining (SPM).
Una visión de largo plazo exigiría repensar la cadena de valor. Hoy, el 65% del PBI nacional vinculado al sector minero proviene de exportaciones de concentrados. Aurazo consideró clave avanzar en infraestructuras de alta capacidad, nodos de distribución y conexión, para las industrias locales con mercados para exportación.
“Si nosotros sacáramos productos terminados, tendríamos que pensar en una inversión también en la infraestructura”, observó, aclarando que aunque hay algunos esfuerzos como el puerto de Chancay o el nuevo aeropuerto, este sería un gran impedimento de crecimiento en la cadena de valor.
Por lo pronto, siguen avanzando en su compromiso con la sostenibilidad, adaptando por ejemplo los modelos de gestión de residuos. En ese sentido, Aurazo indicó que se está apostando por el relave seco o filtrado como una alternativa que reduce el impacto y libera superficie para plantas de procesamiento moderno: “Va a traer menos espacio para los desechos mineros y mayor espacio para la implementación de plantas más modernas”.
Pero un gran cuello de botella que sigue siendo un obstáculo para las empresas operativas en el mercado peruano serían los tiempos de tramitación para avanzar con nuevos proyectos o modernización de los existentes. “Nuestro mayor problema a la hora de implementar infraestructura y proyectos mineros, es el tiempo”, advirtió.
Según Aurazo, una mejora sustancial podría llegar en 2026 si prosperan los planes de digitalización e inteligencia artificial aplicados a los sistemas de licenciamiento. “Las autoridades están apostando por nuevas tecnologías, por innovación”, afirma, y considera que este cambio, así como el de una mayor incorporación de energías renovables en los procesos productivos, será clave para aumentar la competitividad del sector en los próximos años.
La Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas (UTE) de Uruguay recibió nueve ofertas en la licitación para el diseño, ingeniería, suministros, construcción, montaje, configuración, ensayos y puesta en marcha del parque solar Melo.
ABCD Trading, Diesel Motors, Impacto Construcciones, Ingener, PowerChina, PRODIE, Tecnosud, Teyma y Ventus son las compañías que se postularon para llevar adelante el proyecto de 75 MW de potencia.
Esto significa que UTE nuevamente recibió un mix de propuestas nacionales e internacionales para la central de generación renovable que se instalará en la localidad de Cerro Largo y que contempla ampliaciones a ejecutar en la estación transformadora Melo B.
El parque tendrá una potencia instalada en paneles solares, debe tener al menos 85 MWp y máximo 100 MWp de potencia en condiciones STC. Mientras que la capacidad de los inversores deberá oscilar entre 78 MW y un máximo de 83 MW en corriente alterna en condiciones ST.
Esto significa que la suma de las potencias unitarias de los inversores, consideradas en dichas condiciones STC, debe ser igual o superior a 75 MW y como máximo de 80 MW.
Si bien aún no se revelaron los precios ofertados, la Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas de Uruguay podrá disponer la adjudicación de la contratación, el rechazo de la totalidad de las ofertas presentadas o declarar desierta esta contratación sin que por ello incurra en responsabilidad alguna respecto del oferente u oferentes afectados por esta decisión, sin tener la obligación de comunicar los motivos de ella.
Pero en caso que UTE decida adjudicar la presente contratación, la adjudicación se realizará por el total de la oferta. A partir de la firma de la notificación del contrato la empresa ganadora tendrá un plazo máximo de 730 días corridos (2 años).
Mientras que las instalaciones deberán estar diseñadas para tener una vida útil de treinta años y el proyecto deberá tener con un porcentaje obligatorio de componente nacional, tanto en cuanto recursos humanos como bienes de capital. .
Brasil da pasos importantes hacia la consolidación del hidrógeno de bajas emisiones como pilar de su estrategia energética, pero aún enfrenta obstáculos clave para estructurar un mercado robusto y competitivo.
Según datos recopilados por la Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR), ya se identificaron 108 proyectos en el país, lo que representa un volumen muy amplio para un mercado que está en auge en Brasil.
“12 de esos proyectos ya están en operación, con una escala menor, que impulsarán el desarrollo del mercado, ya que la gran mayoría de proyectos en proceso todavía están en desarrollo y deben despegar en los próximos años”, afirmó Marília Rabassa, coordinadora del Grupo de Trabajo de Hidrógeno Verde de ABSOLAR.
“El marco legal del hidrógeno verde representó un avance importante porque aporta mayor seguridad jurídica para los inversores”, agregó.
La segunda ley de H2, aprobada en septiembre del año pasado, estableció directrices para la cadena de valor del hidrógeno de bajas emisiones, incluyendo criterios de certificación de origen e intensidad de carbono y el lanzamiento de un sistema nacional de certificación.
Este nuevo marco también reconoce al hidrógeno en la planificación energética nacional, lo que según Rabassa, es clave para orientar inversiones en transmisión, carga y generación eléctrica.
Uno de los avances recientes es la incorporación de las “obligaciones de infraestructura” como mecanismo de financiamiento competitivo, habilitado por la Ley N° 12.431/2011. Esta herramienta facilita el acceso al capital para proyectos de hidrógeno, especialmente si el incentivo recae en el comprador, lo que amplía el interés financiero en esta tecnología.
En paralelo, la legislación de H2 establece un esquema de créditos fiscales de hasta R$ 18.300.000.000 hasta el año 2032. Estos fondos podrán cubrir hasta el 100% de la diferencia de precio entre el hidrógeno de bajas emisiones y sus sustitutos fósiles.
A pesar del marco legal y los instrumentos anunciados, el desarrollo del mercado aún enfrenta lagunas regulatorias críticas. Rabassa advierte que todavía falta implementar normativas complementarias, entre ellas el proceso detallado de certificación, las reglas de acceso a infraestructura, los beneficios fiscales específicos y una definición clara de derechos e incentivos para los actores involucrados.
Además, la desconexión entre oferta y demanda representa un cuello de botella estructural. Esta falta de sincronización impide establecer contratos de largo plazo entre productores y consumidores, limitando la viabilidad comercial de los proyectos.
“Es necesario crear incentivos para el consumo de hidrógeno bajo en carbono”, remarcó la coordinadora de ABSOLAR, quien también llama a establecer instrumentos económicos efectivos para la fijación de precios.
Potencial exportador y visión de futuro
Brasil se posiciona como uno de los países con mayor proyección de LATAM para producir hidrógeno verde a escala global, de manera que ya hay más de R$ 441 mil millones en inversiones anunciadas, según estudios de ABSOLAR.
“La perspectiva de crecimiento es acelerada, tanto para la demanda doméstica como para la exportación”, enfatizó la especialista, mirando al H2 como una herramienta estratégica para la descarbonización industrial y un futuro commodity de exportación.
Para explotar ese potencial, la especialista señala que es prioritario regular completamente los hitos legales del hidrógeno y del mercado de carbono, fortalecer la certificación y generar incentivos directos al consumo mediante subastas u otros mecanismos de fomento.
Finalmente, promover centros logísticos de exportación e importación y desarrollar una infraestructura dedicada a acuerdos bilaterales serán fundamentales para conectar la producción nacional con los mercados internacionales.
El gobierno argentino y empresas del sector avanzan en negociaciones para exportar gas natural a Brasil desde Vaca Muerta a partir de 2029, con contratos a largo plazo que fijarán precios por debajo de los valores actuales del mercado interno. Según publicó Forbes, los contratos entre productores argentinos y compradores brasileños prevén precios inferiores al promedio del Plan Gas, hoy en torno a los USD 3,5 por millón de BTU.
El Plan Gas, lanzado en 2020 y vigente hasta fines de 2028, establece un esquema con cupos y precios mínimos garantizados para las productoras. La intención del Ministerio de Economía es que, a partir de 2029, el mercado quede completamente liberalizado. “No va a haber un nuevo plan. La determinación de precios será libre y definida por oferta y demanda”, indicaron desde la cartera que dirige Luis Caputo, según señaló Forbes.
Precios y costos: el desafío de la competitividad
En la actualidad, los industriales brasileños aspiran a pagar menos de USD 2,5 por millón de BTU. En comparación, los precios en Argentina varían entre USD 2,9 en verano y USD 4,4 en invierno, con un promedio anual de USD 3,5. Sin embargo, al sumar el costo del transporte y las retenciones (8%), el precio final del gas argentino llega a más de USD 9 en la frontera y hasta USD 14 en destino, según estimaciones del mercado relevadas por Forbes.
Desde el Palacio de Hacienda afirman que se eliminará el precio mínimo de exportación atado al Brent, lo que representa “un ahorro de más de un dólar por millón de BTU”, según admitieron fuentes brasileñas. También se anticipa que se quitarán las retenciones a partir de 2029 para hacer viable el acuerdo. El objetivo es alcanzar valores finales de entre USD 7 y 10 para industrias existentes, y entre USD 4 y 7 para nuevos proyectos industriales en Brasil.
Infraestructura: obras clave para viabilizar el proyecto
Para cumplir con los compromisos futuros, se deben desarrollar nuevas obras de infraestructura. Del lado argentino, se proyecta una inversión cercana a los USD 2.600 millones para construir un nuevo gasoducto hasta La Carlota (Córdoba) y ampliar el sistema operado por Transportadora Gas del Norte (TGN). Desde ese punto, existen dos posibles rutas: a través de Bolivia o por Uruguayana.
En Brasil, se necesita una inversión adicional de USD 1.100 millones para construir un ducto entre Uruguayana y Porto Alegre. Esta infraestructura es imprescindible para alcanzar el objetivo de enviar hasta 30 millones de metros cúbicos por día hacia 2030, lo que representaría ingresos anuales por aproximadamente USD 3.000 millones.
Tarifa de transporte y marco regulatorio
Uno de los puntos centrales del acuerdo es la necesidad de reducir los costos logísticos. Según Forbes, la Secretaría de Energía argentina, que encabeza María Tettamanti, se comprometió a establecer en el corto plazo una tarifa de transporte en sentido sur-norte en el Gasoducto Norte, algo que hoy no está regulado.
Además, Brasil propone avanzar hacia una “integración tarifaria regional” que reduzca los costos de transporte entre países, similar al modelo de la Unión Europea. Esta estrategia permitiría una tarifa diferencial para el gas en tránsito, considerando el volumen consumido localmente y los ingresos de los transportistas. “La integración es un proceso en el que los precios tienden a converger”, explicaron fuentes brasileñas a Forbes.
Financiamiento y señales de mercado
El diseño de precios a largo plazo resulta clave para destrabar el financiamiento de las obras de infraestructura. “Con contratos firmados, se habilitan los recursos necesarios para construir los gasoductos”, sostienen en el entorno del Ministerio de Economía. Distintas fuentes indicaron a Forbes que existen fondos interesados en participar, como el BNDES brasileño, inversores canadienses y capitales del mundo árabe.
Las partes involucradas aseguran que las relaciones bilaterales entre los gobiernos de Javier Milei y Luiz Inácio Lula da Silva atraviesan una etapa de colaboración institucional. En ese marco, el ministro de Energía de Brasil, Alexandre Silveira, y su par argentino, Luis Caputo, firmaron un entendimiento que permitirá profundizar los acuerdos de integración energética entre ambos países.
Desde este mes, los usuarios residenciales y comerciales de gas natural en Argentina enfrentarán un incremento en sus facturas que oscilará entre el 2,6 % y el 2,8 %.
El Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) publicó en el Boletín Oficial resoluciones que formalizan esta suba, en sintonía con las revisiones tarifarias quinquenales (RQT) del transporte y distribución del servicio.
Este será el segundo aumento dentro del ciclo de 31 cuotas mensuales planificadas, tras el ajuste inicial aplicado en mayo. Además, se suma un recargo vinculado al Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), que también fue ajustado recientemente.
El mecanismo de actualización combina la evolución del Índice de Precios al Consumidor (IPC) y el Índice de Precios Internos al por Mayor (IPIM) para garantizar sostenibilidad financiera sin generar saltos bruscos en los valores.
Si bien el aumento superará la tasa de inflación proyectada para junio, se trata de porcentajes moderados, elegidos para equilibrar la reducción de subsidios con el impacto en los bolsillos en año electoral.
El esquema tarifario es progresivo: incluye niveles sociales (1, 2 y 3), con bonificaciones diferenciadas para los sectores más vulnerables, sujetas a límites de consumo.
Según el Gobierno, los aumentos, aunque graduales, están por encima de la inflación mensual, reflejando una decisión de no retrasar los precios de los servicios. Este ajuste forma parte de una política de “sinceramiento tarifario” impulsada por la administración de Javier Milei, que busca reducir la carga de subsidios estatales y garantizar el financiamiento del sistema energético.
Nueva obra de infraestructura en el Puerto Público de Coronel Rosales. La misma le permitirá a la terminal duplicar su capacidad de movilizar petróleo y la consolida como el puerto de salida de la producción de Vaca Muerta. Se trata del proyecto Rosa Negra de Otamérica y es una de las inversiones en curso más grandes del país.
Por Coronel Rosales pasa el 70% del petróleo crudo del país y las nuevas obras darán una respuesta estructural al incremento de la producción de petróleo prevista en Vaca Muerta durante los próximos años. La obra comenzó en marzo de 2023 y sus diferentes etapas se extenderán hasta el año que viene.
La semana pasada se realizó la inauguración formal del tramo que contempla dos nuevos tanques de 50.000 metros cúbicos de almacenamiento, el muelle y su sistema de bombeo para poner operativas estas instalaciones. El monto total de la inversión es de 600 millones de dólares.
Se trata de una inversión directamente vinculada con el Proyecto Duplicar, impulsado desde el Gobierno en su gestión anterior. Su importancia radica en la mejora de las condiciones para el almacenamiento y transporte de la producción. Su objetivo es aumentar de forma permanente la capacidad de transporte de Oldelval, desde la Cuenca Neuquina a la zona de Bahía Blanca y Coronel Rosales, para acompañar el crecimiento de producción de petróleo.
“Se trata de una inversión muy importante, la más importante en curso en Buenos Aires. Esto posicionará a la Provincia como un eje central en la movilización de combustibles de Argentina y le dará un enorme impulso a la actividad portuaria”, manifestó el subsecretario de Asuntos Portuarios del Ministerio de Producción, Ciencia e Innovación Tecnológica de la Provincia, Juan Cruz Lucero.
Por su parte, Guillermo Blanco, vicepresidente de Otamérica Argentina, destacó: “Esta obra es parte de la respuesta que nuestro país necesita para convertir el potencial de Vaca Muerta en desarrollo económico real. No se trata de una ampliación aislada, sino de infraestructura pensada para dar escala, agilidad y eficiencia a un sistema energético en expansión. Argentina tiene en la cuenca neuquina uno de los principales reservorios de hidrocarburos no convencionales del mundo. Pero este recurso, sin capacidad logística adecuada, es un capital inmovilizado”.
Estas inversiones fortalecen la relación entre el puerto y los ciudadanos y benefician a las pymes del sector por la compra de materiales y servicios necesarios para la construcción. El crecimiento de los puertos provinciales y sus ciudades está vinculado con la planificación de estrategias de aprovechamiento de los recursos naturales, en clave de desarrollo local y nacional.
En el marco de su estrategia de sustentabilidad, Pan American Energy (PAE) presentó el programa “Energías que se potencian: Becarios & Pymes”, una iniciativa que conecta a estudiantes becados del Programa de Becas Universitarias PAE con pymes neuquinas que integran su cadena de valor.
El evento de lanzamiento contó con la participación de autoridades provinciales, universitarias y referentes del sector energético. Estuvieron presentes Amalín Temi, del Ministerio de Educación de Neuquén; Santiago Núñez, secretario general de la Universidad del Comahue; y Ana Basset, decana de la Facultad de Ingeniería de la UNCo, entre otros.
“Desde Pan American Energy creemos que el desarrollo del talento joven es clave para el futuro de la industria. Este programa articula nuestro compromiso con la educación, la empleabilidad y la cadena de valor”, expresó Nicolás Fernández Arroyo, responsable de Relaciones Institucionales de PAE.
En esta primera edición, cuatro estudiantes de la Facultad de Ingeniería de la UNCo fueron seleccionadas para realizar pasantías en empresas neuquinas del sector: Giuliana Valenti y Lena Orellana (Ingeniería Electrónica); Florencia Saavedra y Emilia Garavito (Ingeniería Mecánica).
Las pasantías tendrán una duración inicial de seis meses, con posibilidad de extensión. Cada empresa asignará a las becarias un proyecto y un mentor. Además, la Fundación Cimientos brindará apoyo en el desarrollo de habilidades socioemocionales clave para su inserción laboral.
Daniel González, secretario de la Federación de Cámaras del Sector Energético de Neuquén (FECENE), celebró la iniciativa:
“Realmente si hay un cuello de botella ahora en la industria son los recursos humanos. Este programa es una ayuda importantísima”.
Por su parte, Gerardo Franchi, gerente operativo de Meier & Fischer, expresó:
“Cuando PAE nos acercó este programa, nos encantó la idea. Nosotros queremos devolver algo a la sociedad, y esta es una forma concreta de hacerlo”.
La decana Ana Basset también valoró la articulación entre el sector privado y la universidad:
“Este tipo de actividades son una ganancia para todos. Siempre vamos a estar disponibles para colaborar en beneficio de nuestros estudiantes”.
Finalmente, Amalín Temi, del Ministerio de Educación, destacó la colaboración público-privada:
“Celebro estas acciones porque soy testigo de cómo Pan American Energy nos escucha y aporta permanentemente”.
Con este programa, PAE fortalece su compromiso con la formación de profesionales jóvenes, el desarrollo de pymes locales y la sostenibilidad del entramado productivo en Neuquén.
La empresa Hidrocarburos del Neuquén S.A. (Hidenesa) se consolida como un pilar fundamental en la provisión energética del interior neuquino, asegurando el acceso al gas natural y al gas licuado de petróleo (GLP). Estas acciones benefician a más de 20.000 usuarios distribuidos en 20 localidades donde otras empresas no llegan, garantizando un servicio confiable y de calidad durante todo el año, con especial atención a la temporada invernal.
Al respecto, el gobernador Rolando Figueroa, declaró: “El gas es primero para los neuquinos”, una afirmación que prioriza la conexión a la red de gas natural de las localidades de la provincia, incluso antes de la exportación a otros países como Chile y Brasil. Esta visión reafirma el compromiso del gobierno provincial de asegurar el acceso prioritario a este recurso esencial para la población local.
En ese contexto, Hidenesa se presenta como una herramienta estratégica para la soberanía energética de Neuquén, que no solo responde a las necesidades inmediatas de las comunidades, sino que también impulsa el desarrollo regional y la equidad en el acceso a recursos esenciales, a través de inversiones sostenidas y una modernización constante de la empresa.
Durante el último año, Hidenesa logró una optimización de recursos que permitió un ahorro cercano a los 300 millones de pesos, sin que ello impactara negativamente en la calidad del servicio ni en la ampliación de la cobertura. Esta gestión eficiente se traduce en obras y mejoras significativas que incluyen la ampliación de plantas, renovación de gasoductos y la incorporación de tecnología para un control más preciso y seguro de la distribución.
Las operaciones de Hidenesa abarcan desde la administración de gasoductos troncales hasta plantas de almacenamiento y sistemas de vaporización, que alimentan la red de distribución en localidades como Aluminé, Villa Traful, Tricao Malal, Las Ovejas y Rincón de los Sauces, entre otras. La empresa invirtió más de 340 millones de pesos en infraestructura durante el último ciclo operativo, con el objetivo de mejorar la capacidad y la resiliencia del sistema ante la demanda creciente y las condiciones climáticas adversas.
Con la llegada del invierno, Hidenesa se prepara para garantizar la continuidad y eficiencia del suministro energético, especialmente en zonas de difícil acceso y alta vulnerabilidad climática. La empresa incrementó la dotación de equipos de GLP, alcanzando más de 50 unidades de 23 toneladas, que se distribuyen estratégicamente para abastecer plantas y usuarios residenciales.
Además, en coordinación con la Dirección Provincial de Vialidad, se trabaja para mantener la transitabilidad en las rutas principales que conectan las zonas abastecidas, asegurando el transporte fluido de combustibles y equipos.
Paralelamente, Hidenesa apoya programas sociales provinciales como el Plan Calor y el Operativo Leña, que están destinados a asistir a familias en situación de vulnerabilidad, brindando alternativas energéticas accesibles durante la temporada de bajas temperaturas.
El compromiso es garantizar un servicio estable y de calidad que contribuya a mejorar la calidad de vida de miles de neuquinos, promoviendo la equidad territorial y el desarrollo sostenible del interior.
El ministro de Economía de Chubut, Miguel Arnaudo, mantuvo una reunión con el gerente general de Cammesa, Eduardo Hollidge, y el subsecretario de Energía de la Nación, Damián Eduardo Sanfilippo, en el marco de las distintas gestiones llevadas a cabo por la Provincia y que permitieron saldar la deuda con la distribuidora mayorista de energía eléctrica.
Participaron a su vez del encuentro, el fiscal de Estado, Andrés Meiszner; el secretario de Infraestructura, Energía y Planificación de Chubut, Hernán Tórtola; y el titular de la Dirección General de Servicios Públicos (DGSP), Ezequiel Suazo.
Durante la reunión, las partes acordaron el pago de la deuda pendiente por parte de la DGSP a Cammesa, por el término de 72 meses, con un período de gracia de 12 meses desde la suscripción del acuerdo, y con una tasa de interés preferencial para el total de $6.477.587.452,42.
La rúbrica del acuerdo de pago se enmarca en el Decreto de Necesidad y Urgencia N° 186, promulgado el 12 de marzo de 2025 y a través del cual, el Poder Ejecutivo Nacional estableción los Regímenes Especiales de Pago y Crédito en el sector de Energía Eléctrica.
Al término de la reunión, el ministro de Economía de Chubut, Miguel Arnaudo, precisó que actualmente la DGSP “se encuentra sin deuda y afrontando el pago del corriente con Cammesa, lo que nos permite destacar que la Provincia se encuentra al día con las obligaciones hacia la distribuidora mayorista de energía eléctrica”.
La Secretaría de Energía, a cargo de María Tettamanti, habilitó el uso de biocombustibles para embarcaciones fluviales y marítimas. Por normativa, este sector estaba exceptuado de la mezcla obligatoria de biodiesel o bioetanol con combustibles fósiles, como la minería o las centrales eléctricas. En los hechos, implica una ampliación del mercado para los productores de biocombustibles derivados del aceite de soja como el biodiesel y de la caña de azúcar y el maíz, como es el bioetanol.
La medida se instrumentó mediante la resolución 252 publicada este martes en el Boletín Oficial, que destaca “la utilización de biocombustibles en estado puro o mezclados en distintos porcentajes con combustibles fósiles en embarcaciones fluviales y marítimas, a elección del usuario, y siempre que el motor propulsor de la embarcación sea compatible con estos combustibles”.
En rigor, la normativa habilita el uso de biocombustibles para cubrir la demanda de combustible en el sector marítimo. La utilización será de manera voluntaria. Es decir, no tendrá una mezcla con carácter obligatorio como ocurre con las naftas y el gasoil para los vehículos del parque automotor en el mercado local.
Además, el uso de biocombustibles en el sector naval será libre y el precio estará determinado por la negociación sin regulación entre los actores privados.
En los considerandos, la resolución subraya que “en la actualidad el uso de biocombustibles en embarcaciones marítimas se encuentra en aumento, en tanto tienen el potencial de reducir significativamente las emisiones de gases de efecto invernadero del sector marítimo”.
Bunker
La normativa también modifica la resolución 689 para incorporar al rol de “Operador de Bunker” en el Registro de Operadores de Biocombustibles y Mezcladores. El registro ya definía el rol de los elaboradores, mezcladores, comercializadores y almacenadores.
El operador de bunker es específico al sector marítimo y, según la definición de la normativa, es “todo aquel que se especializa en el suministro de biocombustibles para barcos, ya sea con o sin instalaciones propias de almacenaje para el desarrollo de la actividad”.
El operador de bunker deberá contar con una constancia de inscripción como almacenador en el registro de biocombustibles; certificado de auditoría de seguridad de las instalaciones de almacenaje; habilitación en materia de medioambiente; currículum vitae del responsable técnico de la planta, del cual surja la aptitud del mismo para el manejo de las instalaciones; habilitación por sistema registral en Aduana; y, por último, en caso de no contar con instalaciones propias deberán acreditar el contrato con empresa inscripta bajo la categoría almacenador.
En el marco de la visita oficial de Javier Milei a Francia, el mandatario argentino y su par francés Emmanuel Macron firmaron una alianza estratégica para la energía nuclear de nuestro país. El plan de este sector clave está a cargo de Demian Reidel, quien es también presidente de Nucleoeléctrica Argentina (NA-SA).
El acuerdo apunta a inversiones de empresas francesas en el sector de la energía nuclear y los minerales críticos. Hay tres compañías vinculadas al sector nuclear francés que podrían esar interesadas en las oportunidades que ofrece Argentina: EDF (Électricité de France), Orano (ex Areva) y Framatome.
La firma tuvo lugar en Niza, donde acaba de inaugurarse la Cumbre de Naciones Unidas sobre los Océanos, presidida por Francia y Costa Rica. El evento reúne a 56 jefes de Estado y de gobierno de todo el mundo, entre ellos el brasileño Lula, el español Pedro Sánchez y el costarricense Rodrigo Chaves, cuyo país es copatrocinador del foro.
Energía nuclear argentina: de la explotación de uranio a la producción de radioisótopos
Orano -la antigua Areva– es una empresa especializada en todo el ciclo del combustible nuclear y cuenta con una vasta experiencia en la explotación de los recursos de uranio en distintos países del mundo. Actualmente, atraviesa un serio problema de abastecimiento del mineral por la decisión de la junta militar de Níger de expulsarla del país y tomar el control de un activo clave: la mina de uranio Somair. La respuesta de la empresa francesa fue recurrir a un proceso de arbitraje internacional para resolver la disputa.
En 2012, la entonces Areva había firmado un acuerdo de asociación con la firma argentina Sky Blue para la exploración de uranio en las provincias de Río Negro y Chubut. Más específicamente, en los proyectos Ivana, Sierra Colonia y Tierras Coloradas, este último descubierto en 2011. Más recientemente, Blue Sky Uranium se asoció en nuestro país con una subsidiaria de la Corporación América, la empresa Abatare Spain, para la operación del yacimiento rionegrino Ivana.
Por su parte, Framatome firmó, en noviembre del año pasado, un acuerdo con Nucleoeléctrica Argentina (NA-SA)para estudiar la factibilidad técnica y económica de la producción de Lutecio-177, un radioisótopo médico utilizado en una variedad de tratamientos contra el cáncer. Tal como informó en su momento la propia NA-SA, la tecnología de producción de radioisótopos patentada por Framatome ya se utiliza para producir comercialmente Lutecio-177 en una planta en Canadá y un proyecto similar está en marcha en Rumania.
Un pozo de petróleo perforado de forma aislada en Vaca Muerta necesita que el precio del barril se ubique en torno a USD 45 por barril para ser rentable. Así lo concluye un informe técnico elaborado por la consultora Aleph Energy, de Daniel Dreizzen, que evalúa los retornos esperados de un desarrollo tipo, sin considerar economías de escala ni integración a plantas o ductos compartidos. Es lo que en la industria se conoce como un proyecto stand alone.
El estudio analiza un pozo con rama horizontal de 2.800 metros y 50 etapas de fractura, cuyo costo total ronda los USD 14 millones, incluyendo las instalaciones propias y la interconexión operativa. No se contemplan costos vinculados a plantas de procesamiento ni a redes troncales de evacuación.
El perfil de producción del pozo proyecta una extracción inicial de 1.000 barriles por día, con una producción acumulada de 1 millón de barriles (MMBBL) en el ciclo de vida útil. Las tasas de declinación son pronunciadas: 60% en el primer año, 40% en el segundo, 30% en el tercero y 8% anual desde el cuarto año en adelante. En paralelo, el OPEX promedio se ubica en USD 5 por barril.
Con estos parámetros, la inversión alcanza una Tasa Interna de Retorno (TIR) del 15% —considerada base mínima para validar proyectos en upstream— cuando el precio del petróleo llega a USD 45 por barril.
Los precios del petróleo siguen siendo atactivos
“A precios actuales, cercanos a los USD 60, los pozos siguen siendo atractivos. Pero una baja de 10 dólares reduce sensiblemente el margen para reinvertir”, señala el informe de Aleph Energy.
El informe incluye un gráfico de sensibilidad que muestra cómo varía la rentabilidad del pozo en función del volumen de producción y del precio de venta del petróleo. La conclusión es clara: cuanto mayor sea el flujo inicial de producción, más competitivo será el proyecto, incluso con precios más bajos.
Este tipo de análisis cobra especial relevancia en un contexto de volatilidad del mercado internacional, donde cada dólar de diferencia puede redefinir decisiones de perforación y estrategias de inversión en campos no convencionales.
El caso de YPF
Hay que recordar que el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, había adelantado que la roca madre puede desarrollarse con un barril a 45 dólares y le quitó dramatismo a la situación. “Obviamente ganaremos menos, pero no vamos a perder”, afirmó.
El pope de la empresa de mayoría estatal manifestó que la energía se debe pensar a largo plazo y que a lo largo de su historia el barril de petróleo se situó en diferentes precios. “Yo he visto 8 dólares el barril, menos 36. Lo he visto bajar, subir, bajar, subir. Y esto es de largo plazo”, consideró.
Marín ponderó el estado de la compañía y sostuvo que es resiliente a un barril a menos de 45 dólares para desarrollar Vaca Muerta. “Lo podemos hacer a un precio todavía mucho más bajo. Mucho más bajo que esto lo podemos desarrollar. Por supuesto ganamos menos plata. Pero no perdemos plata. Y se puede desarrollar. Eso es lo que se llama break-even price en la jerga petrolera”, explicó.
La diputada provincial por el Frente Vamos Salta y exsecretaria de Energía y Minería de la Nación, Flavia Royón, analizó el reciente acuerdo entre YPF y la italiana ENI para la exportación de gas natural licuado durante su participación en CNN.
Royón subrayó que “Vaca Muerta para la Argentina es la segunda turbina de generación de dólares”, resaltando la importancia estratégica de este yacimiento no convencional.
Royón explicó que, aunque Argentina cuenta con otras cuencas productoras de gas y petróleo que están en declive, Vaca Muerta representa una oportunidad única para aumentar la producción y posicionar al país como uno de los principales proveedores de gas y petróleo a nivel global.
Afirmó que “Vaca Muerta es una solución estructural para la Argentina, tanto del ahorro de importaciones como de la generación de dólares”.
La exsecretaria destacó el impacto positivo de la construcción del gasoducto, que ha sido clave para el despeje del sector energético y para asegurar un suministro firme de gas.
Además, mencionó que se está finalizando la reversión del Gasoducto Norte, lo que permitirá a Argentina dejar de importar gas de Bolivia para abastecer el norte del país. “Ya se realizaron las primeras exportaciones de gas a Brasil”, añadió.
Royón afirmó que este desarrollo marca el inicio del primer invierno en Argentina con una provisión sólida de gas. “Argentina se está posicionando como un exportador de gas natural licuado”, observó, haciendo hincapié en la transición energética mundial que busca reemplazar el carbón, el combustible más contaminante, con alternativas más limpias como el gas. Vaca Muerta, con la segunda reserva de gas no convencional del mundo, juega un papel crucial en este contexto.
Finalmente, la diputada aseguró que los proyectos impulsados por YPF orientan a Argentina hacia un futuro prometedor como proveedor de gas natural para el 2028 o 2030, consolidando así su papel en el mercado energético global.
Es para atender el pico estacional de demanda de gas natural en los meses de julio y agosto. Esta semana se conocerán las empresas interesadas. Energía Argentina (Enarsa) realizó la tercera solicitud de propuesta del año para la licitación de 8 cargamentos de Gas Natural Licuado (GNL). Con estos buques -de 2.100.000 MMBTU cada uno- se prevé atender el pico estacional de demanda de gas natural en los meses de julio y agosto. Como en cada licitación, la empresa invitó a participar a 39 empresas precalificadas. Podrán presentar sus ofertas el próximo martes 10 de junio de 11 a 12 […]
YPF concretó la adquisición del 15% restante del Oleoducto Loma Campana – Lago Pellegrini S.A. (OLCLP) y pasó a controlar el 100% de la sociedad que administra uno de los ductos clave para el transporte de petróleo desde Vaca Muerta. La participación fue comprada a Tecpetrol, la empresa energética del Grupo Techint, por un total de 15 millones de dólares. El acuerdo entre ambas compañías no solo implica la transferencia de acciones clase “B”, sino también una compensación estratégica: Tecpetrol cedió su parte a cambio de capacidad de transporte en el tramo del oleoducto que une Loma Campana, en la […]
La operación se concretó luego de que Phoenix Resources se retirara del acuerdo con GeoPark, que según el Gobierno de Neuquén, no cumplía con los requisitos para la gestión. Pampa Energía, una de las principales compañías energéticas del país, anunció la compra del 10,17% de las acciones ordinarias de Geopark, una petrolera con sede en Colombia. La adquisición representa una inversión de más de 34 millones de dólares y marca el ingreso de la empresa argentina al mercado internacional, sin dejar de lado su ambicioso plan de expansión en Vaca Muerta. La operación fue confirmada mediante una presentación ante la […]
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El sistema, creado por la empresa de base tecnológica LA.TE. ANDES S.A, que funciona en Vaqueros, analiza datos complejos para ofrecer predicciones más confiables sobre dónde realizar exploraciones exitosas. Conformada por la PyME salteña GEOMAP S.A. y el CONICET, la empresa mixta privado-pública LA.TE. ANDES S.A., con sede en Vaqueros, desarrolló una innovadora tecnología capaz de reducir uno de los principales riesgos en la exploración de recursos naturales: la incertidumbre. Se trata de “Andino 3D”, un software de modelado geológico estructural que permite integrar información geológica y geofísica variada, desde datos sísmicos hasta análisis químicos, para entender la evolución de […]
El mandatario asistió a la Conferencia de los Océanos de las Naciones Unidas y se entrevistó con su par galo. Hablaron de sectores potenciales para invertir. El presidente Javier Milei se reunió esta mañana con su par de Francia Emmanuel Macron, quien se comprometió a potenciar el Plan Nuclear Argentino y a concretar una alianza en minerales críticos. El encuentro tuvo lugar tras la asistencia del libertario al foro climático que se desarrolla en Niza, del 9 al 13 de junio, a pedido de su par francés, con quien mantiene un vínculo aceitado pese a las diferencias ideológicas. Lo acompañaron […]
Las proyecciones para la inversión en hidrocarburos en Argentina durante 2025 dibujan un panorama complejo, marcado por una consolidación del desarrollo no convencional en Vaca Muerta y una profunda incertidumbre en el segmento convencional, lo que en conjunto anticipan desembolsos a la baja respecto al año anterior. Si bien el sector cerró 2024 con cifras de inversión superiores a las estimadas, alcanzando los u$s12.830 millones, 2025 se presenta con una proyección de disminución del 10%, ubicándose en torno a los u$s11.500 millones. Este viraje, analizado por consultoras como Economía & Energía y Aleph Energy, evidencia un claro enfoque en el […]
El Consejo Superior de la Universidad Nacional de Cuyo aprobó una nueva carrera de pregrado orientada a la formación de profesionales para la actividad minera. La tecnicatura se dictará en la Facultad de Ciencias Aplicadas a la Industria, ubicada en San Rafael, y el dictado comenzará en 2026. La Facultad de Ciencias Aplicadas a la Industria (FCAI) suma una propuesta estratégica para el desarrollo energético de Mendoza. El Consejo Superior de la Universidad Nacional de Cuyo aprobó la creación de la Tecnicatura Universitaria en Operaciones Mineras, una carrera de pregrado. La aprobación representa un paso clave en el fortalecimiento de […]